SU969887A1 - Well-head equipment - Google Patents
Well-head equipment Download PDFInfo
- Publication number
- SU969887A1 SU969887A1 SU802924652A SU2924652A SU969887A1 SU 969887 A1 SU969887 A1 SU 969887A1 SU 802924652 A SU802924652 A SU 802924652A SU 2924652 A SU2924652 A SU 2924652A SU 969887 A1 SU969887 A1 SU 969887A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- well
- locking device
- ball
- head equipment
- sleeve
- Prior art date
Links
Description
пан предназначено дл св зи затрубного пространства с илкидной линией а обратный клапан, состо щий из шарика 9, подпружиненного седла 10 с периферийными каналами и 1х1тифта 11 дл его перекрыти при демонтаже вышедшего из стро оборудовани .The pan is designed to connect the annulus with the ilkid line and a check valve consisting of a ball 9, spring-loaded seat 10 with peripheral channels and a 1x1 pin 11 to shut it off when dismantling the malfunctioning equipment.
В патрубке 1 концентрично расположена гильза с уплотнителем в нижней части. Гильза установлена на корпусе трубной головки. В гильзе над уплотнителем расположено запорное устройство, включающее входное подпружиненное седло, шаровую пробку и выходное седло-поршень. Запорное устройство служит дл управлени и перекрыти потока продукции из подъемных труб. Дл управлени запорным устройством с помощью гидрпривода предназначены каналы, один из которых выполнен в корпусе трубной головки, а другой - во фланце гильзы 12. Проходной канал, выполненный в шаровой пробке, имеет дл обеспечени , равнопроходности такой же диаметр, как подъемна труба. In the nozzle 1 is concentrically located sleeve with a seal at the bottom. The sleeve is installed on the body of the tubular head. In the sleeve above the seal there is a locking device, which includes an inlet spring-loaded seat, a ball plug and an output saddle-piston. The locking device serves to control and block the flow of products from the riser tubes. Channels are used to control the locking device using a hydraulic drive, one of which is made in the body of the tubular head and the other in the flange of the sleeve 12. The passage through the ball stop has the same diameter as the riser to ensure uniformity.
Хвостовик уплотнител зэходит в проточку, сделанную в верхней части трубной подвески 3, что предназначено дл изол ции внутренней полости подъемных труб от затрубного пространства.The shank of the seal comes in a groove made in the upper part of the pipe hanger 3, which is intended to isolate the internal cavity of the riser tubes from the annulus.
Устройство работает следующим образом .The device works as follows.
В рабочем положении упорный штифт 11, взаимодейству с .обратным клапаном, отжимает шарик 9 и сообщает затрубное пространство с выкидной линией. До подачи давлени управлени на седло- поршень под дествием пружины шарова пробка находс в крайнем верхнем положении, перекрыва при этом проходное отверст Под действием давл€;ни управлени , подаваемого по кан11лам, седло-поршень перемещаетс вниз, толка шаровую пробку и открыва проходное отверстие . При этом обеспечиваетс поступление продукции из скважины по равнопроходному отверстию.In the working position, the thrust pin 11, interacting with the return valve, squeezes the ball 9 and communicates the annulus with the discharge line. Before applying pressure to the saddle-piston, under the action of the spring, the ball is in the extreme upper position, thus blocking the bore through the action of the pressure through the canals, the saddle-piston moves down, pushing the ball and opening the bore. At the same time, production from the well is ensured through the equal hole.
При повреждении запорного устройства и необходимости его демонтажа в трубную подвеску 3 на резьбе ус анавливают спускаемую через проходное отверстие шаровой пробки глу хую пробку, перекрывающую поток продукции из подъемных труб. После этого извлекают гильзу с запорным устройством. При этом упорный штифт перестает взаимодействовать с обратным клапаном. Подпружиненное седло 10 толкает шарик 9, который перекрывает канал, разобща затрубное пространство с выкидной линией. При этом осуществл етс полна герметизаци скважины.If the locking device is damaged and it is necessary to disassemble it into a pipe hanger 3, the threaded plug that goes down through the bore of the ball valve and stops the product flow from the lifting pipes is threaded on the thread 3. After that, remove the sleeve with a locking device. In this case, the thrust pin ceases to interact with the check valve. Spring-loaded saddle 10 pushes the ball 9, which closes the channel, the disconnected annulus space with discharge line. In this case, the well is completely sealed.
Таким образом, установка глухой пробки в трубной подвеске и наличие обратного клапана в ее корпусе позвол ют демонтировать стволовое запорное устройство без глушени сква сины . Кроме того, предлагаема фонтанна арматура дл оборудовани усть скважины меньше существующих конструкций по габаритам благодар расположению трубной подвески и запорного устройства в эксплуатационной колонне . При таком расположении стволового запорнс9го устройства отпадает надобность В .приустьевом. отсекателе, поскольку оно совмещает в себе функции стволового запорного устройст .ва и отсекател .Thus, the installation of a blind plug in a pipe hanger and the presence of a check valve in its body allow the stem lock device to be removed without killing the well. In addition, the proposed fountain fittings for equipping the wellhead are smaller than existing structures in size due to the location of the tubular suspension and the locking device in the production string. With this arrangement, the stem of the locking device eliminates the need for BV. as it combines the functions of a stem locking device and a cutter.
Экономический эффект от внедрени фонтанной арматуры дл оборудовани усть обусловливает уменьшение потерь нефти и экономи средств, потребных дл глушени и освоени скважин , при выходе из стро крестовика , в котором расположен узел, трубной подвески. При этом выход из стро даже прокладки между фланцем крестовика и фланцем колонной головки приводит к необходимости глушени скважины, уменьшение габаритов, металоемкости и тр5 доемкости изготовлени оборудовани -усть за счет отказа от применени приустьевого отсекател и расположени стволового запорного устройства в эксплуатационной колонне .The economic effect of the introduction of the tree equipment for the equipment of the mouth makes it possible to reduce the loss of oil and save the money required for killing and development of wells, when the pipe hanger is located out of the cross, in which the assembly is located. At the same time, even laying between the flange of the crosspiece and the flange of the column head leads to the necessity of killing the well, reducing the size, metal content and Tr5 capacity of manufacturing equipment — due to the refusal to use the mouthpiece cutter and positioning the stem locking device in the production string.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU802924652A SU969887A1 (en) | 1980-07-03 | 1980-07-03 | Well-head equipment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU802924652A SU969887A1 (en) | 1980-07-03 | 1980-07-03 | Well-head equipment |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU969887A1 true SU969887A1 (en) | 1982-10-30 |
Family
ID=20895728
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU802924652A SU969887A1 (en) | 1980-07-03 | 1980-07-03 | Well-head equipment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU969887A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4967842A (en) * | 1988-03-02 | 1990-11-06 | Agip, S.P.A. | Sub surface safety valve block, particularly suitable for the risers of offshore platforms |
-
1980
- 1980-07-03 SU SU802924652A patent/SU969887A1/en active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4967842A (en) * | 1988-03-02 | 1990-11-06 | Agip, S.P.A. | Sub surface safety valve block, particularly suitable for the risers of offshore platforms |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3698426A (en) | Mud saver valve and method | |
US5022427A (en) | Annular safety system for gas lift production | |
US6119773A (en) | Well production system with a hydraulically operated safety valve | |
US4042014A (en) | Multiple stage cementing of well casing in subsea wells | |
US5129459A (en) | Subsea flowline selector | |
US6302140B1 (en) | Cementing head valve manifold | |
US6318472B1 (en) | Hydraulic set liner hanger setting mechanism and method | |
US5988282A (en) | Pressure compensated actuated check valve | |
US6557629B2 (en) | Wellhead isolation tool | |
US2121002A (en) | Cement retainer and bridge plug for well casings | |
US6367551B1 (en) | Monobore riser | |
RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
US20040188083A1 (en) | Flow completion system | |
US7219741B2 (en) | Tubing annulus valve | |
US20030155129A1 (en) | Plunger with novel sealing | |
GB2356210A (en) | Seal member for a wellhead assembly | |
US4527631A (en) | Subsurface safety valve | |
US3414056A (en) | Wellhead apparatus | |
US6427773B1 (en) | Flow through bypass tubing plug | |
US3186488A (en) | Wellhead assembly | |
CN110541687A (en) | Toe end sliding sleeve capable of controlled delay opening | |
US4776401A (en) | Foot valve for pumping wells | |
US20030155116A1 (en) | Plunger with multiple jackets | |
US2134200A (en) | Plug valve casing head | |
US3726341A (en) | Petroleum well tubing safety valve |