RU2485280C1 - Equipment of well head with parallel pipe suspension - Google Patents
Equipment of well head with parallel pipe suspension Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485280C1 RU2485280C1 RU2012100267/03A RU2012100267A RU2485280C1 RU 2485280 C1 RU2485280 C1 RU 2485280C1 RU 2012100267/03 A RU2012100267/03 A RU 2012100267/03A RU 2012100267 A RU2012100267 A RU 2012100267A RU 2485280 C1 RU2485280 C1 RU 2485280C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipes
- row
- pipe holder
- pipe
- equipment
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to wellhead equipment for simultaneous and separate operation of two objects.
Известна устьевая двухствольная арматура, включающая трубодержатель первого ряда труб, выполненный в виде диска с отверстиями для крепления к устью скважины, с двумя каналами, один из которых оснащен верхней и нижней резьбами, и трубодержатель второго ряда труб с верхней и нижней резьбами, выполненный в виде полой втулки с возможностью герметичной фиксации непосредственно во втором канале трубодержателя первого ряда труб, при этом, по крайней мере, одна из осей верхних резьб трубодержателей смещена или отклонена относительно соответствующей оси нижней резьбы во внешнюю сторону и на трубодержателе первого ряда труб сверху по периметру выполнены выборки над частью отверстий (патент РФ №2305747, МПК Е21В 33/03, опубл. 10.09.2007, бюл. №25).Known wellhead double-barrel fittings, including a pipe holder of the first row of pipes, made in the form of a disk with holes for fastening to the wellhead, with two channels, one of which is equipped with upper and lower threads, and a pipe holder of the second row of pipes with upper and lower threads, made in the form hollow sleeve with the possibility of tight fixation directly in the second channel of the pipe holder of the first row of pipes, while at least one of the axes of the upper threads of the pipe holders is offset or rejected relative to of the axis of the lower thread to the outside and on the pipe holder of the first row of pipes, perimeters are made above the part of the holes (RF patent No. 2305747, IPC ЕВВ 33/03, publ. September 10, 2007, bull. No. 25).
Однако известное устройство имеет следующие недостатки:However, the known device has the following disadvantages:
во-первых, для практического использования устройства его необходимо дополнительно оснастить отводами, запорными устройствами и одним или несколькими устьевыми сальниками - «елкой», что достаточно сложно и трудоемко из-за необходимости поочередной последовательной сборки вышеназванных элементов «елки» для каждого ряда труб в связи с малым межосевым расстоянием, а также ведет к чрезмерному увеличению высоты арматуры, что, в свою очередь, ведет к сложностям и небезопасности обслуживания арматуры, сложностям при монтаже наземного оборудования (станков-качалок);firstly, for the practical use of the device, it is necessary to additionally equip it with bends, locking devices and one or more wellhead seals - a “Christmas tree”, which is quite difficult and time-consuming due to the need for sequential sequential assembly of the above elements of the “Christmas tree” for each row of pipes in connection with a small center distance, and also leads to an excessive increase in the height of the fittings, which, in turn, leads to difficulties and insecurity of servicing the fittings, difficulties in installing ground equipment IAOD (pumping units);
во-вторых, арматура с использованием устройства, включающая тройники, сальники и запорные устройства, имеет недостаточную надежность из-за большого количества соединений, работающих под давлением;secondly, the fittings using the device, including tees, seals and locking devices, have insufficient reliability due to the large number of connections working under pressure;
в-третьих, монтаж устройства на скважинах с большой вероятностью выбросов скважинной среды невозможно осуществить из-за невозможности установки противовыбросового оборудования при спуске второго ряда труб без специальных переводников, причем их использование усложняет процесс монтажа;thirdly, the installation of the device in wells with a high probability of discharging the wellbore environment is impossible due to the impossibility of installing blowout equipment when lowering the second row of pipes without special sub, and their use complicates the installation process;
в-четвертых, при монтаже устройства происходит чрезмерное растяжение труб, особенно короткого ряда труб, связанное с необходимостью оставить ряд труб в скважине в натянутом состоянии для гарантированной фиксации низа ряда труб; чтобы подвесить ряд труб в таком состоянии в трубодержателе необходимо предварительно подвесить трубы за муфту на элеваторе, соответственно дополнительно натянуть на длину муфты с патрубком. Чрезмерное растяжение рядов труб приводит к остаточным деформациям в трубах, а при неприятном стечении обстоятельств - к обрыву ряда труб.fourthly, during installation of the device there is an excessive stretching of the pipes, especially a short row of pipes, due to the need to leave the number of pipes in the well in a taut state to guarantee the fixation of the bottom of the number of pipes; in order to suspend a number of pipes in this state in the pipe holder, it is necessary to first suspend the pipes by the coupling on the elevator, respectively, additionally pull on the length of the coupling with the pipe. Excessive stretching of the rows of pipes leads to permanent deformations in the pipes, and in case of unpleasant circumstances, to the breakage of a number of pipes.
Наиболее близким по техническому решению является оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб, включающее трубодержатель первого ряда труб, трубодержатель второго ряда труб с фланцами, катушку с фланцами, уплотнительный ниппель, при этом с целью осуществления возможности подвески всех возможных сочетаний труб без изгиба их, верхний фланец катушки размещен эксцентрично относительно оси катушки, а нижний фланец трубодержателя второго ряда труб эксцентрично относительно оси трубодержателя второго ряда труб (а.с. СССР №375369, МПК Е21В 33/03, опубл. 23.03.1973, бюл. №16).The closest in technical solution is the equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes, including a pipe holder of the first row of pipes, a pipe holder of the second row of pipes with flanges, a coil with flanges, a sealing nipple, while in order to realize the possibility of suspension of all possible combinations of pipes without bending them, the upper the coil flange is eccentric relative to the axis of the coil, and the lower flange of the pipe holder of the second row of pipes is eccentric relative to the axis of the holder of the second row of pipes (AS USSR No. 375369 , IPC Е21В 33/03, publ. 03.23.1973, bull. No. 16).
Недостатками известного технического решения являются:The disadvantages of the known technical solutions are:
во-первых, наличие катушки, приводящее к дополнительным затратам времени на ее монтаж, снижению надежности устьевого оборудования в общем из-за лишних соединений, работающих под давлением;firstly, the presence of a coil, which leads to additional time spent on its installation, to reduce the reliability of wellhead equipment in general due to unnecessary connections working under pressure;
во-вторых, отсутствие каналов для сообщения с внутрискважинным пространством, что ограничивает эксплуатационные возможности оборудования (спуск глубинных приборов в скважину, определение уровня скважинной среды в скважине и др.) или требует дополнительного оснащения устройством для сообщения с внутрискважинным пространством, что, в свою очередь, приводит к дополнительному снижению надежности, увеличивает габариты и металлоемкость;secondly, the lack of channels for communication with the downhole space, which limits the operational capabilities of the equipment (lowering downhole tools into the well, determining the level of the borehole medium in the well, etc.) or requires additional equipment with a device for communication with the downhole space, which, in turn, , leads to an additional decrease in reliability, increases dimensions and metal consumption;
в-третьих, расположение трубодержателя первого ряда труб внутри катушки приводит к чрезмерному растяжению первого ряда труб при спускоподъемных работах с трубами в случае необходимости оставить первый ряд труб в скважине в натянутом состоянии для гарантированной фиксации низа колонны, например для посадки пакера.thirdly, the location of the pipe holder of the first row of pipes inside the coil leads to excessive stretching of the first row of pipes during tripping operations with the pipes, if necessary, leave the first row of pipes in the well in a taut state to guarantee the fixation of the bottom of the column, for example, to fit the packer.
Известные решения имеют большую металлоемкость и габариты, особенно высоту, сложны в изготовлении и не в полной мере решают поставленные задачи.Known solutions have a large metal consumption and dimensions, especially height, are difficult to manufacture and do not fully solve the tasks.
Технической задачей изобретения является исключение возникновения остаточных деформаций в трубах первого и второго рядов труб, путем уменьшения величины растяжения труб при спускоподъемных работах с трубами до допускаемых величин для материала труб, снижение материальных затрат за счет упрощения изготовления оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб, расширение эксплуатационных возможностей оборудования за счет обеспечения безопасного спуска параллельных колонн труб на скважинах с большой вероятностью выбросов скважинной среды и повышение ее надежности за счет упрощения конструкции, сокращения количества соединений, работающих под давлением, при одновременном снижении металлоемкости и габаритных размеров.An object of the invention is to eliminate the occurrence of residual deformations in the pipes of the first and second rows of pipes, by reducing the stretching of the pipes during tripping operations with the pipes to the permissible values for the pipe material, reducing material costs by simplifying the manufacture of wellhead equipment with parallel pipe suspension, and expanding production equipment capabilities by ensuring the safe descent of parallel pipe columns in wells with a high probability of emissions from downhole environment and increase its reliability by simplifying the design, reducing the number of compounds working under pressure, while reducing metal consumption and overall dimensions.
Поставленная задача решается оборудованием устья скважины с параллельной подвеской труб, включающим колонный фланец, трубодержатель первого ряда труб с уплотнительным ниппелем, трубодержатель второго ряда труб с боковыми каналами, сообщенными с соответствующими трубами.The problem is solved by the equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes, including a column flange, a pipe holder of the first row of pipes with a sealing nipple, a pipe holder of the second row of pipes with side channels in communication with the corresponding pipes.
Новым является то, что колонный фланец оснащен снаружи одним или несколькими отводами, сообщенными с внутренним пространством фланца, и выполнен с возможностью жесткого и герметичного взаимодействия с трубодержателем первого ряда, который герметично и жестко соединен с трубодержателем второго ряда.What is new is that the column flange is equipped externally with one or more outlets in communication with the inner space of the flange and is configured to rigidly and tightly interact with the pipe holder of the first row, which is hermetically and rigidly connected to the pipe holder of the second row.
Новым является также то, что трубодержатель второго ряда труб снабжен продольным отверстием с пробкой, не сообщающимся с трубами, при этом трубодержатель первого ряда труб оснащен каналом для сообщения этого отверстия со скважиной.Also new is the fact that the pipe holder of the second row of pipes is provided with a longitudinal hole with a plug not communicating with the pipes, while the pipe holder of the first row of pipes is equipped with a channel for communicating this hole with the well.
Новым является также то, что трубодержатели первого и/или второго ряда труб снизу оснащены технологическими переходниками.Also new is the fact that the pipe holders of the first and / or second row of pipes from the bottom are equipped with process adapters.
На фиг.1 изображена схема оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб; на фиг.2 - разрез А-А.Figure 1 shows a diagram of the equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes; figure 2 is a section aa.
Оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб включает колонный фланец 1 (фиг.1), трубодержатель первого ряда труб 2 с уплотнительным ниппелем 3, трубодержатель второго ряда труб 4 с боковыми каналами 5, сообщенными с соответствующими трубами 6 и 7. Колонный фланец 1 (фиг.2) оснащен снаружи одним или несколькими отводами 8, сообщенными с внутренним пространством 9 фланца 1, и выполнен с возможностью жесткого и герметичного взаимодействия с трубодержателем первого ряда труб 2, который герметично и жестко соединен с трубодержателем второго ряда 4.The equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes includes a column flange 1 (FIG. 1), a pipe holder of the first row of
Трубодержатель второго ряда труб 4 (фиг.2) может быть снабжен продольным отверстием 10 с пробкой 11, не сообщающимся с трубами 6 (фиг.1) и 7, при этом трубодержатель первого ряда труб 2 (фиг.2) оснащен каналом 12 для сообщения отверстия 10 со скважиной 13.The pipe holder of the second row of pipes 4 (FIG. 2) may be provided with a
Первый 6 (фиг.1) и второй 7 ряды труб присоединяют непосредственно к трубодержателям первого 2 и второго 4 рядов труб соответственно. В зависимости от размера резьбы труб первого 6 и второго 7 рядов, а также от способа монтажа используемого скважинного оборудования для фиксации низа труб, например необходимости натяжения одного или обоих рядов труб для посадки пакера (не показан), трубодержатели первого 2 и/или второго 4 ряда труб снизу могут быть оснащены технологическими переходниками 14 и 15 с ниппельной и муфтовой резьбами соответственно.The first 6 (figure 1) and second 7 rows of pipes are connected directly to the pipe holders of the first 2 and second 4 rows of pipes, respectively. Depending on the thread size of the pipes of the first 6 and second 7 rows, as well as the method of installation of the downhole equipment used to fix the bottom of the pipes, for example, the need to tension one or both rows of pipes to fit the packer (not shown), pipe holders of the first 2 and / or second 4 a number of pipes below can be equipped with
Работа устройства осуществляется следующим образом.The operation of the device is as follows.
На устье скважины 13 (фиг.1) монтируют колонный фланец 1. Один из отводов 8 (фиг.2) колонного фланца 1 присоединяют к наземному трубопроводу системы сбора скважинной продукции (не показан) для отвода скважинной среды в случае выброса или фонтанирования. Непосредственно на колонный фланец 1 (фиг.1) герметично через уплотнительную прокладку 16 устанавливают превентор (не показан) и закрепляют шпилечными соединениями 17. В скважину спускают первый ряд труб 6 со скважинным оборудованием для герметичной фиксации низа труб, например, с пакером, и другим оборудованием (не показаны). После посадки пакера на необходимой глубине первый ряд труб 6 подвешивают за верхнюю муфту (не показана), используя элеватор (не показан). К муфте присоединяют трубодержатель первого ряда труб 2 с завернутым к нижней резьбе сквозного канала 18 подгоночным патрубком (не показан), далее, жестко и герметично через уплотнительную прокладку 16 устанавливают трубодержатель 2 на колонный фланец 1, предварительно убрав элеватор. В случае использования первого ряда труб 6 с резьбой, отличной от резьбы в канале 18 трубодержателя первого ряда труб 2, или при необходимости натяжения первого ряда труб 6, используют технологический переходник 14. В этих случаях на верхнюю часть первого ряда труб 6 наворачивают муфтовой резьбой технологический переходник 14. После посадки пакера на необходимой глубине первый ряд труб 6 подвешивают в натянутом состоянии за переходник 14 на колонном фланце 1, используя элеватор, предварительно сняв превентор. К переходнику 14 присоединяют трубодержатель первого ряда труб 2 нижней резьбой сквозного канала 18, затем снимают элеватор, жестко и герметично через уплотнительную прокладку 16 устанавливают трубодержатель в колонный фланец 1. Устанавливают превентор на трубодержатель первого ряда труб 2. Спускают второй ряд труб 7 со скважинным оборудованием для фиксации низа труб и другим оборудованием (не показан) через канал 19 трубодержателя первого ряда труб 2. После фиксации низа второго ряда труб 7 на необходимой глубине второй ряд труб 7 подвешивают за верхнюю муфту второго ряда труб 7 (не показана), используя элеватор. Убирают превентор. Присоединяют уплотнительный ниппель 3 к верхней резьбе сквозного канала 18 трубодержателя первого ряда труб 2. К муфте присоединяют трубодержатель второго ряда труб 4 с завернутым к нижней резьбе сквозного канала 20 подгоночным патрубком (не показан), жестко и герметично через уплотнительную прокладку 21 устанавливают трубодержатель 4 на трубодержатель первого ряда труб 2, предварительно убрав элеватор, совместив соответствующий канал 22 трубодержателя второго ряда труб 4 с уплотнительным ниппелем 3, и закрепляют шпилечными соединениями 17. В случае использования второго ряда труб 7 с резьбой, отличной от резьбы в канале 20 трубодержателя второго ряда труб 4 или при необходимости натяжения второго ряда труб 7, используют технологический переходник 15. В этих случаях на верхнюю часть второго ряда труб 7 наворачивают муфтовой резьбой переходник 15. После спуска и фиксации второго ряда труб 7 его подвешивают в натянутом состоянии за переходник 15 на трубодержателе первого ряда труб 2 с помощью элеватора, предварительно сняв превентор. Присоединяют уплотнительный ниппель 3 к верхней резьбе сквозного канала 18 трубодержателя первого ряда труб 2 и трубодержатель второго ряда труб 4 нижней резьбой сквозного канала 20 к переходнику 15 второго ряда труб 7. Жестко и герметично через уплотнительную прокладку 21 устанавливают трубодержатель второго ряда труб 4 на трубодержатель первого ряда труб 2, совместив соответствующий канал 22 трубодержателя второго ряда труб 4 с уплотнительным ниппелем 3, и закрепляют шпилечными соединениями 17.At the wellhead 13 (FIG. 1), a
При необходимости периодического спуска глубинных приборов, например манометра, термометра и др. (не показаны), в скважину 13 (фиг.2) трубодержатель второго ряда труб 4 снабжают продольным отверстием 10, герметично закрытым пробкой 11 для исключения выхода скважинной среды и загрязнения атмосферы, и трубодержатель первого ряда труб 2 - каналом 12.If necessary, periodic descent of deep devices, such as a manometer, thermometer, etc. (not shown), into the well 13 (Fig. 2), the pipe holder of the second row of pipes 4 is provided with a
Для сброса давления внутри оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб, например для ремонта оборудования, используют один из отводов 8 (фиг.2), сообщенных с внутренним пространством 9 колонного фланца 1, а другой - используют для определения уровня среды в скважине, присоединив к нему прибор, например эхолот (не показан).To relieve pressure inside the equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes, for example, to repair equipment, use one of the bends 8 (Fig. 2) connected to the inner space 9 of the
Для спуска и подъема второго ряда труб 7 (фиг.1) трубодержатель первого ряда труб 2 оснащают каналом для спуска второго ряда труб 7 в виде сквозного отверстия 19 максимально возможного размера для получения наибольшего зазора для второго ряда труб 7.To lower and raise the second row of pipes 7 (Fig. 1), the tube holder of the first row of
С целью максимального снижения высоты оборудования боковые каналы 5 (фиг.1) трубодержателя второго ряда труб 4 расположены на одном горизонтальном уровне, что приводит к снижению затрат на обустройство устья скважины и облегчит обслуживание наземного оборудования из-за расположения наземных трубопроводов также на одном уровне.In order to minimize the height of the equipment, the lateral channels 5 (Fig. 1) of the pipe holder of the second row of pipes 4 are located at the same horizontal level, which leads to a reduction in the cost of equipping the wellhead and will facilitate maintenance of the ground equipment due to the location of onshore pipelines at the same level.
Предложенное техническое решение позволяет установить непосредственно на колонный фланец 1 (фиг.1) превентор при спускоподъемных операциях с первым рядом труб 6 и на трубодержатель первого ряда труб 2 при спускоподъемных операциях со вторым рядом труб 7, что позволяет уменьшить выбросы скважинной среды из скважины 12 за счет оперативного перекрытия превентором устья скважины и отвода скважинной среды в случае выброса или фонтанирования, обезопасить и облегчить работу обслуживающего персонала.The proposed technical solution allows you to install directly on the column flange 1 (figure 1) preventer during tripping operations with the first row of
Предложенное решение позволяет производить одновременную добычу и раздельный подъем скважинной среды из обоих объектов скважины через оба ряда труб 6 и 7 (фиг.1), добычу скважинной среды из одного объекта скважины через один ряд труб 6 или 7 и закачку различных сред, например пластовой воды, через другой ряд труб 7 или 6 в другой объект скважины, а также одновременную и раздельную закачку через оба ряда труб 6 и 7 в оба объекта скважины.The proposed solution allows simultaneous production and separate lifting of the borehole medium from both objects of the well through both rows of
В зависимости от способа эксплуатации скважины различается оснащение трубодержателя второго ряда труб 4 (фиг.1). Так, в случае добычи из обоих объектов на трубах первого 6 и второго 7 рядов спускают скважинное оборудование установок штангового глубинного насоса (не показан), поэтому на трубодержатель второго ряда труб 4 с верхнего торца к каналам 20 и 22 присоединяют устьевые сальники для уплотнения штоков установок (не показаны). В случае закачки в оба объекта на трубодержатель второго ряда труб 4 с верхнего торца к каналам 20 и 22 присоединяют запорные устройства (не показаны) для использования лубрикатора (не показан), применяемого для исследований внутри рядов труб 6 и 7 при работающей скважине, например, спуска глубинного расходомера и др. (не показаны). В случае добычи с одного объекта и закачки в другой к одному каналу 20 или 22, трубодержателя 4 присоединяют устьевой сальник, а к другому 22 или 20 - запорное устройство.Depending on the method of operation of the well, the equipment of the pipe holder of the second row of pipes 4 (FIG. 1) varies. So, in the case of extraction from both objects on the pipes of the first 6 and second 7 rows, the downhole equipment of the sucker rod pump installations (not shown) is lowered, therefore, wellhead glands are connected to the
Спроектированная на основе предлагаемого технического решения оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб для оснащения скважины, например, с условным диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, позволяет спустить в скважину и параллельно расположить в ней два ряда труб с условным диаметром 60 мм. Высота арматуры с установленными сальниками для герметизации штоков установок глубинных штанговых насосов составила не более 1210 мм, что в 1,6 раз меньше, чем у аналога (патент РФ №2305747).Designed on the basis of the proposed technical solution, the equipment of the wellhead with parallel suspension of pipes for equipping the well, for example, with a conditional diameter of the production string of 168 mm, allows two rows of pipes with a conditional diameter of 60 mm to be lowered into the well and parallel to it. The height of the fittings with the seals installed for sealing the rods of the deep-sucker rod pump installations was not more than 1210 mm, which is 1.6 times less than that of the analogue (RF patent No. 2305747).
Существенно уменьшилась величина растяжения труб при спускоподъемных работах в 1,4 раза по сравнению с аналогом (патент РФ №2305747), причем величина деформаций растяжения труб не превышает допускаемых для насосно-компрессорных труб класса «Д» по ГОСТ 633-80 с условным диаметром 48 мм и толщиной стенки 4 мм.The magnitude of pipe elongation during tripping was significantly reduced by 1.4 times compared to the analogue (RF patent No. 2305747), and the magnitude of the tensile strain of the pipes does not exceed the allowable for class "D" tubing according to GOST 633-80 with a nominal diameter of 48 mm and wall thickness 4 mm.
Благодаря использованию предлагаемого устройства исключаются остаточные деформации в трубах первого и второго рядов труб из-за растяжения труб при спускоподъемных работах с трубами в пределах допускаемых величин, снижаются материальные затраты за счет упрощения изготовления оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб, расширяются эксплуатационные возможности оборудования за счет обеспечения безопасного спуска параллельных колонн труб на скважинах с большой вероятностью выбросов скважинной среды и повышается его надежность за счет упрощения конструкции, сокращения количества соединений, работающих под давлением, при этом одновременно снижается металлоемкость и габаритные размеры.Thanks to the use of the proposed device, residual deformations in the pipes of the first and second rows of pipes are eliminated due to the extension of the pipes during tripping operations with the pipes within the permissible values, material costs are reduced by simplifying the manufacture of wellhead equipment with parallel pipe suspension, and the equipment’s operational capabilities are expanded due to ensure safe descent of parallel pipe columns in wells with a high probability of wellbore emissions and increases by reliability by simplifying the design, reducing the number of joints working under pressure, while reducing metal consumption and overall dimensions.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012100267/03A RU2485280C1 (en) | 2012-01-10 | 2012-01-10 | Equipment of well head with parallel pipe suspension |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012100267/03A RU2485280C1 (en) | 2012-01-10 | 2012-01-10 | Equipment of well head with parallel pipe suspension |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2485280C1 true RU2485280C1 (en) | 2013-06-20 |
Family
ID=48786341
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012100267/03A RU2485280C1 (en) | 2012-01-10 | 2012-01-10 | Equipment of well head with parallel pipe suspension |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2485280C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2638062C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-12-11 | Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" | Dual bore wellhead equipment (variants) |
| CN111395987A (en) * | 2019-01-03 | 2020-07-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water injection well Christmas tree and water injection method |
| RU2791830C1 (en) * | 2022-10-13 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Preventer with a coil and method of its installation on the wellhead fitting mounting flange |
| CN116446817A (en) * | 2023-06-20 | 2023-07-18 | 什邡慧丰采油机械有限责任公司 | Single-cylinder double-well wellhead device for efficiently producing oil and gas and working method thereof |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3451481A (en) * | 1966-06-09 | 1969-06-24 | Rockwell Mfg Co | Dual suspension and seal |
| SU375369A1 (en) * | 1971-01-20 | 1973-03-23 | EQUIPMENT WELLS TILES WITH PARALLEL | |
| RU2305747C1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Dual-channel flow head equipment |
| RU2367768C1 (en) * | 2008-01-25 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью производственно-коммерческая фирма "ТехноВек" | Dual string tubing hanger |
| RU100800U1 (en) * | 2010-09-14 | 2010-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | RIVER HOLE FITTINGS |
| CN201991476U (en) * | 2010-12-17 | 2011-09-28 | 中国石油天然气集团公司 | Double-tubular-column suspension wellhead device |
-
2012
- 2012-01-10 RU RU2012100267/03A patent/RU2485280C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3451481A (en) * | 1966-06-09 | 1969-06-24 | Rockwell Mfg Co | Dual suspension and seal |
| SU375369A1 (en) * | 1971-01-20 | 1973-03-23 | EQUIPMENT WELLS TILES WITH PARALLEL | |
| RU2305747C1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Dual-channel flow head equipment |
| RU2367768C1 (en) * | 2008-01-25 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью производственно-коммерческая фирма "ТехноВек" | Dual string tubing hanger |
| RU100800U1 (en) * | 2010-09-14 | 2010-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | RIVER HOLE FITTINGS |
| CN201991476U (en) * | 2010-12-17 | 2011-09-28 | 中国石油天然气集团公司 | Double-tubular-column suspension wellhead device |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2638062C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-12-11 | Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" | Dual bore wellhead equipment (variants) |
| CN111395987A (en) * | 2019-01-03 | 2020-07-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water injection well Christmas tree and water injection method |
| RU2791830C1 (en) * | 2022-10-13 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Preventer with a coil and method of its installation on the wellhead fitting mounting flange |
| CN116446817A (en) * | 2023-06-20 | 2023-07-18 | 什邡慧丰采油机械有限责任公司 | Single-cylinder double-well wellhead device for efficiently producing oil and gas and working method thereof |
| CN116446817B (en) * | 2023-06-20 | 2023-08-25 | 什邡慧丰采油机械有限责任公司 | Single-cylinder double-well wellhead device for efficiently producing oil and gas and working method thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8689879B2 (en) | Fluid displacement methods and apparatus for hydrocarbons in subsea production tubing | |
| CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
| RU2671873C2 (en) | Method for prevention of paraffin deposition in oil wells with packers | |
| US8881827B2 (en) | Wellhead having an integrated safety valve and method of making same | |
| NO20101730L (en) | Wellhead coat adapter | |
| RU2485280C1 (en) | Equipment of well head with parallel pipe suspension | |
| US20160245034A1 (en) | System and method for accessing a well | |
| RU2751619C1 (en) | Sublevel filling tool for horizontal borehole, sublevel water control tool, and method for sublevel filling and sublevel water control | |
| RU2357067C1 (en) | Method of well head pressurising and facility for implementation of this method | |
| CN202500540U (en) | Three-way injection-production wellhead device | |
| CN205605156U (en) | Workover device is pressed in oil gas field area | |
| NO316708B1 (en) | Two-lop rises | |
| RU2485281C1 (en) | Equipment of well head with parallel pipe suspension | |
| CN103806878A (en) | Offshore no-killing electric pump lifting process pipe string | |
| RU2601078C1 (en) | Method of suspending steel polymer flexible flush-joint pipe in well | |
| RU100800U1 (en) | RIVER HOLE FITTINGS | |
| US9856711B2 (en) | Control line connection technique | |
| RU2513793C1 (en) | Method of production string sealing | |
| CN110685616B (en) | Well repairing operation method for low-permeability water-sensitive oil well | |
| RU2631517C1 (en) | Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation | |
| CN204511334U (en) | With the oil pipe of hydraulic control lines | |
| RU141765U1 (en) | Wellhead Equipment | |
| RU2481464C1 (en) | Method for well operation at simultaneous separate pumping of working medium | |
| RU52919U1 (en) | DEVICE FOR HYDRAULIC TURNING A GAS WELL | |
| CN104632101A (en) | Oil pipe with hydraulic control pipeline |