RU2702776C1 - Циркуляционная головка - Google Patents
Циркуляционная головка Download PDFInfo
- Publication number
- RU2702776C1 RU2702776C1 RU2019119997A RU2019119997A RU2702776C1 RU 2702776 C1 RU2702776 C1 RU 2702776C1 RU 2019119997 A RU2019119997 A RU 2019119997A RU 2019119997 A RU2019119997 A RU 2019119997A RU 2702776 C1 RU2702776 C1 RU 2702776C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- line
- valve
- needle valve
- throttling
- needle
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 claims description 17
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 11
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 16
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000746 Structural steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/12—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using drilling pipes with plural fluid passages, e.g. closed circulation systems
-
- 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
- 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
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для подводной добычи углеводородов в системе доступа в скважину, операций сервисного обслуживания скважин с применением самоподъемной плавучей буровой установки, полупогружной буровой установки, буровых судов или стационарных платформ. Циркуляционная головка содержит систему трубопроводной обвязки циркуляционной головки, вертикальный эксплуатационный ствол, линию глушения и дросселирования, направленную перпендикулярно вертикальному эксплуатационному стволу, задвижку линии глушения и дросселирования, датчик давления, линию открытия задвижки, сдвоенную запорную арматуру. Сдвоенная запорная арматура установлена в линии глушения и дросселирования и содержит первый игольчатый кран, второй игольчатый кран и третий игольчатый кран. Первый и второй игольчатые краны установлены последовательно, а третий игольчатый кран установлен перпендикулярно первому игольчатому крану и второму игольчатому крану между ними. Манометр с одной стороны соединен со сдвоенной запорной арматурой, а с другой стороны - с линией передачи сигнала от датчика давления. Фильтр соединен со сдвоенной запорной арматурой через третий игольчатый кран. Стыковочная плита объединяет линию открытия задвижки с линией глушения и дросселирования и линией передачи сигнала от датчика давления. Четвертый игольчатый кран и обратный клапан последовательно установлены в линии открытия задвижки линии глушения в направлении от задвижки линии глушения к стыковочной плите. Достигается технический результат – упрощение конструкции оборудования для процедур промывки скважины, заканчивания скважины и проведения испытаний. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Циркуляционная головка применяется для подводной добычи углеводородов в системе доступа в скважину, операций сервисного обслуживания скважин с применением самоподъемной плавучей буровой установки, полупогружной буровой установки, буровых судов или стационарных платформ.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Из уровня техники известны системы заканчивания скважины, системы промывки скважины. Обычно такие операции осуществляют с использованием фонтанной арматуры. В частности, из источника ЕР 1276955, опубл. 22.01.2003, известна система заканчивания скважин, включает в себя фонтанную арматуру, установленную на корпусе устье скважины, трубную подвеску, установленную в корпусе фонтанной арматуры или устья скважины, причем корпус устья скважины установлен на обсадной колонне колонны насосно-компрессорных труб; причем при использовании кольцевое пространство, образованное между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной, служит в качестве эксплуатационного канала. Обслуживание скважины осуществляется через колонну насосно-компрессорных труб, то есть центральная колонна насосно-компрессорных труб, подвешенная к подвеске, выполняет функцию, которую традиционно выполняет кольцевое пространство.
К недостатку технического решения согласно ЕР 1276955 можно отнести сложность конструкции фонтанной арматуры, задействованной в предлагаемой системе и возможность повреждения оборудования фонтанной арматуры при прохождении твердых частиц в случае промывки.
Источник ЕР 1276955 можно считать ближайшим аналогом.
Кроме того, из источника US 2657016, опубл. 27.10.1953, известна система бурения, благодаря которой становится возможным формировать и перемещать к поверхности земли непрерывную последовательность образцов керна, постепенно и непрерывно, а также бурить, поддерживая при этом поток циркулирующей жидкости.
РАСКРЫТИЕ
Предлагается циркуляционная головка, содержащая систему трубопроводной обвязки циркуляционной головки, включающая вертикальный эксплуатационный ствол, линию глушения и дросселирования, направленную перпендикулярно вертикальному эксплуатационному стволу, с установленной в ней задвижкой линии глушения и дросселирования и датчиком давления; линию открытия задвижки, соединенную с линией глушения и дросселирования через задвижку линии глушения и дросселирования; сдвоенную запорную арматуру, установленную также в линии глушения и дросселирования и включающую первый игольчатый кран, второй игольчатый кран, и третий игольчатый кран, причем первый и второй игольчатые краны установлены последовательно, а третий игольчатый кран установлен перпендикулярно первому игольчатому крану и второму игольчатому крану между ними; манометр; линию передачи сигнала от датчика давления, отходящую от сдвоенной запорной арматуры; при этом манометр с одной стороны соединен со сдвоенной запорной арматурой, а с другой стороны - с линией передачи сигнала от датчика давления; фильтр; при этом фильтр соединен со сдвоенной запорной арматурой через третий игольчатый кран; стыковочную плиту, объединяющую линию открытия задвижки линии глушения и дросселирования и линию передачи сигнала от датчика давления;
четвертый игольчатый кран и обратный клапан, последовательно установленные в линии открытия задвижки линии глушения в направлении от задвижки линии глушения к стыковочной плите.
В предлагаемой циркуляционной головке вертикальный ствол соединен с одной стороны через верхний адаптер с эксплуатационной линией, соединенной со стационарной платформой или судном, а с другой стороны - через нижний адаптер для соединения со скользящей трубной секцией райзера.
Верхний адаптер 14 и нижний адаптер 15 выполнены из низколегированной стали. Циркуляционную головку размещают в защитной раме, выполненной из конструкционной стали.
Поверхности циркуляционной головки, контактирующие с морской водой, имеют антикоррозионные покрытия.
Рабочее давление в линиях системы трубопроводной обвязки циркуляционной головки составляет 69 МПа.
Максимальная рабочая температура составляет 121°С, а минимальная рабочая температура составляет -18°С.
Рабочая гидравлическая жидкость представляет собой жидкость на водной основе.
В контексте настоящего описания слова «первый», «второй», «третий» и т.д. используются в виде прилагательных исключительно для того, чтобы отличать существительные, к которым они относятся, друг от друга, а не для целей описания какой-либо конкретной связи между этими существительными. Так, например, следует понимать, что использование терминов «первый кран» и «третий кран» не подразумевает какого-либо порядка или последовательности между кранами, равно как и их использование (само по себе) не предполагает, что некий «второй кран» обязательно должен существовать в той или иной ситуации.
Техническим результатом является упрощение конструкции оборудования для процедур промывки скважины, заканчивания скважины и проведения испытаний. Дополнительно благодаря упрощению конструкции обеспечено снижение рисков возникновения аварийных ситуаций и снижение утечек скважинного флюида в морскую воду.
ЧЕРТЕЖИ
Далее следует подробное описание предлагаемого изобретения со ссылками на Фиг. 1, на которой проиллюстрирована упрощенная гидравлическая система трубопроводной обвязки циркуляционной головки.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Циркуляционная головка является частью системы доступа в скважину. Циркуляционная головка обеспечивает спуск и извлечение внутрискважинных инструментов через эксплуатационный ствол, контроль подачи жидкостей, подаваемых в скважину при проведении операций по сервисному обслуживанию подводных скважин, перекрытие линии глушения и дросселирования в случае возникновения экстренных ситуаций.
Применение циркуляционной головки достаточно узкое. В системе доступа в скважину данное оборудование применяется вместо надводной фонтанной арматуры с целью оптимизации использования оборудования при строительстве подводных скважин. Применение циркуляционной головки может осуществляться для промывки (выводе скважины на режим) при поступлении в скважинном флюиде большого количества шлама и иных компонентов, способных повредить запорную арматуру надводной фонтанной арматуры; для заканчивания скважины; для проведения сдаточно-приемочных испытаний системы подводной добычи.
Циркуляционная головка имеет систему трубопроводной обвязки, включающую в себя промысловые линии, по которым подается в подводную скважину раствор для заканчивания скважины и другие технологические жидкости, и через которые на поверхность поступает пластовый флюид во время испытаний скважин. Система включает в себя линии управления циркуляционной головкой и обеспечивает возможность дистанционного управления циркуляционной головкой, которое осуществляют за счет подачи гидравлического сигнала посредством гидравлической рабочей жидкости, а также возможность испытания циркуляционной головки во время предварительных, приемо-сдаточных, комплексных испытаний, пуско-наладочных работах и техническом обслуживании циркуляционной головки.
Компоненты системы трубопроводной обвязки проиллюстрированы на Фиг. 1.
Система трубопроводной обвязки циркуляционной головки включает вертикальный эксплуатационный ствол 1, направленную перпендикулярно, то есть под углом 90°, к стволу 1 линию 2 глушения и дросселирования, в которой установлена задвижка 3 линии 2 глушения и дросселирования и датчик давления (на чертежах не показан); линию 4 открытия задвижки 3, соединенную с линией 2 глушения и дросселирования через задвижку 3; установленную также в линии 2 глушения и дросселирования сдвоенную запорную арматуру 5, включающую первый игольчатый кран 6, второй игольчатый кран 7, и третий игольчатый кран 8. Со сдвоенной запорной арматурой 5 соединен манометр 9, соединенный также с линией 10 передачи сигнала от датчика давления. Стыковочная плита 11 объединяет линию 4 открытия задвижки линии глушения и дросселирования и линию 10 передачи сигнала от датчика давления; в линии 4 открытия задвижки 3 установлен четвертый игольчатый кран 12; со сдвоенной запорной арматурой 5 соединен фильтр 13.
Вертикальный эксплуатационный ствол соединен с одной стороны через верхний адаптер 14 с эксплуатационной линией, соединенной со стационарной платформой или судном, а с другой стороны - через нижний адаптер 15 для соединения со скользящей трубной секцией райзера. Верхний адаптер 14 используется только для спуска инструментов.
Линия 2 глушения и дросселирования выходит к установкам буровой стационарной платформы.
Согласно неограничивающему варианту осуществления предлагаемого технического решения диаметр эксплуатационного ствола клапанного блока составляет 179 мм.
Задвижка 3 линии 2 глушения и дросселирования представляет собой шиберную задвижку. Манометр 9, установленный в линии 2 глушения и дросселирования, предназначен для визуального контроля давления в линии 2. Дополнительно, манометр 9 может быть выполнен с возможностью передачи данных о давлении в линии 2 на пульт системы управления, установленный на стационарной платформе или судне (на чертежах не показаны). Кроме того, в линии 2 предусмотрено соединение, обеспечивающее возможность подключения линии 2 к стационарной платформе или судну для выпуска раствора для глушения или рабочей промывочной жидкости. В частности, на Фиг. 1 стрелками показано направление 16 подачи солевого раствора для заканчивания со стационарной платформы и направление 17 подачи раствора для промывки скважины, а также направление 18 для подачи добычного флюида из скважины.
Четвертый игольчатый кран 12 и обратный клапан 19 последовательно установлены в линии 4 открытия задвижки линии глушения в направлении от задвижки линии глушения к стыковочной плите 11.
Задвижка 3 имеет ответную часть, обеспечивающую возможность механического управления ее открытием и закрытием с использованием инструментов, а также имеет индикаторы для визуального контроля положения запорного элемента задвижки 3.
Сдвоенная запорная арматура 5 со спускным клапаном (на чертежах не показан) используется для проведения испытаний циркуляционной головки.
Циркуляционная головка рассчитана на удержание веса колонны райзера, включая подвеску насосно-компрессорной трубы и обеспечивает дополнительный натяг для правильности позиционирования оборудования.
Верхний адаптер 14 и нижний адаптер 15 выполнены из низколегированной стали. Циркуляционную головку размещают в защитной раме, выполненной из конструкционной стали.
На поверхности циркуляционной головки, контактирующие с морской водой, должны быть нанесены антикоррозионные покрытия.
Рабочее давление в линиях системы трубопроводной обвязки циркуляционной головки составляет 69 МПа.
Максимальная рабочая температура составляет 121°С, а минимальная рабочая температура составляет -18°С.
Рабочая гидравлическая жидкость представляет собой жидкость на водной основе.
Управление задвижкой 3 осуществляют как ручным способом путем активации приводов непосредственно на самой циркуляционной головке, так и дистанционно с панели управления, установленной на стационарной платформе или судне.
Задвижкой 3 линии глушения управляет оператор через линию 4 открытия задвижки 3 линии глушения, для управления которой используют рабочую гидравлическую жидкость.
Сдвоенная запорная арматура 5 используется только в случае осуществления сдаточно-приемных испытаний, а также в случае стравливания давления после промывки скважины. В этих случаях сдвоенная запорная арматура 5 используется для сброса давления в линии 2 глушения и дросселирования. Фильтр 13 используется как часть сдвоенной запорной арматуры 5 для задержания маслянистых паров, твердых частиц и других загрязнений, оставшихся после промывки или испытаний, и сброса воздуха.
При осуществлении промывки скважины или испытаний системы подводной добычи жидкость поступает в циркуляционную головку из скважины через нижний адаптер 15 и затем эксплуатационный ствол 1 в линию 2 глушения и дросселирования. Оператор управляет положением задвижки 3, исходя из параметров давления и других параметров функционирования системы подводной добычи. Аналогично управление происходит при подаче добычного флюида со скважины в ходе приемосдаточных испытаний.
При осуществлении глушения скважины раствор подают со стационарной платформы или судна, и он так же проходит через линию 2.
Следует понимать, что настоящее описание не предназначено для определения объема охраны предлагаемого технического решения, целью описания является обеспечение понимания предлагаемого технического решения. Описанный вариант осуществления не является исчерпывающим, и специалистам в данной области техники очевидно, что возможны и другие варианты осуществления предлагаемого технического решения.
Claims (13)
1. Циркуляционная головка, содержащая систему трубопроводной обвязки циркуляционной головки, включающая
вертикальный эксплуатационный ствол,
линию глушения и дросселирования, направленную перпендикулярно вертикальному эксплуатационному стволу, с установленной в ней задвижкой линии глушения и дросселирования и датчиком давления;
линию открытия задвижки, соединенную с линией глушения и дросселирования через задвижку линии глушения и дросселирования;
сдвоенную запорную арматуру, установленную также в линии глушения и дросселирования и включающую первый игольчатый кран, второй игольчатый кран и третий игольчатый кран, причем первый и второй игольчатые краны установлены последовательно, а третий игольчатый кран установлен перпендикулярно первому игольчатому крану и второму игольчатому крану между ними;
манометр;
линию передачи сигнала от датчика давления, отходящую от сдвоенной запорной арматуры; при этом манометр с одной стороны соединен со сдвоенной запорной арматурой, а с другой стороны - с линией передачи сигнала от датчика давления;
фильтр;
при этом фильтр соединен со сдвоенной запорной арматурой через третий игольчатый кран;
стыковочную плиту, объединяющую линию открытия задвижки линии глушения и дросселирования и линию передачи сигнала от датчика давления; четвертый игольчатый кран и обратный клапан, последовательно установленные в линии открытия задвижки линии глушения в направлении от задвижки линии глушения к стыковочной плите.
2. Циркуляционная головка по п. 1, в которой вертикальный ствол соединен с одной стороны через верхний адаптер с эксплуатационной линией, соединенной со стационарной платформой или судном, а с другой стороны - через нижний адаптер для соединения со скользящей трубной секцией райзера.
3. Циркуляционная головка по п. 1, отличающаяся тем, что на ее поверхности, контактирующие с морской водой, нанесены антикоррозионные покрытия.
4. Циркуляционная головка по п. 1, отличающаяся тем, что рабочее давление в линиях системы трубопроводной обвязки циркуляционной головки составляет 69 МПа, при этом максимальная рабочая температура составляет 121°С, а минимальная рабочая температура составляет -18°С.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019119997A RU2702776C1 (ru) | 2019-06-27 | 2019-06-27 | Циркуляционная головка |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019119997A RU2702776C1 (ru) | 2019-06-27 | 2019-06-27 | Циркуляционная головка |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2702776C1 true RU2702776C1 (ru) | 2019-10-11 |
Family
ID=68280126
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019119997A RU2702776C1 (ru) | 2019-06-27 | 2019-06-27 | Циркуляционная головка |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2702776C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2740837C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2021-01-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Система трубопроводной обвязки надводной фонтанной арматуры |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2657016A (en) * | 1950-01-20 | 1953-10-27 | Donovan B Grable | Fluid circulation head for drill strings |
| EP1276955B1 (en) * | 2000-04-27 | 2004-12-22 | FMC Technologies, Inc. | Central circulation completion system |
| RU119053U1 (ru) * | 2012-03-13 | 2012-08-10 | Рафик Хасанович Арифулин | Фонтанная арматура |
| RU143017U1 (ru) * | 2014-02-11 | 2014-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Обвязка межколонного пространства малодебитной нефтегазоконденсатной скважины с межколонными газопроявлениями |
| RU2596175C1 (ru) * | 2015-04-24 | 2016-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Способ управления фонтанной арматурой и устройство для его реализации |
| RU188422U1 (ru) * | 2018-11-09 | 2019-04-11 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий" | Обвязка фонтанной арматуры |
-
2019
- 2019-06-27 RU RU2019119997A patent/RU2702776C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2657016A (en) * | 1950-01-20 | 1953-10-27 | Donovan B Grable | Fluid circulation head for drill strings |
| EP1276955B1 (en) * | 2000-04-27 | 2004-12-22 | FMC Technologies, Inc. | Central circulation completion system |
| RU119053U1 (ru) * | 2012-03-13 | 2012-08-10 | Рафик Хасанович Арифулин | Фонтанная арматура |
| RU143017U1 (ru) * | 2014-02-11 | 2014-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Обвязка межколонного пространства малодебитной нефтегазоконденсатной скважины с межколонными газопроявлениями |
| RU2596175C1 (ru) * | 2015-04-24 | 2016-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Способ управления фонтанной арматурой и устройство для его реализации |
| RU188422U1 (ru) * | 2018-11-09 | 2019-04-11 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий" | Обвязка фонтанной арматуры |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2740837C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2021-01-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Система трубопроводной обвязки надводной фонтанной арматуры |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4709900A (en) | Choke valve especially used in oil and gas wells | |
| RU2362005C2 (ru) | Способ консервации, заканчивания и ремонта скважины | |
| NO339578B1 (no) | Fremgangsmåte og system for å føre borevæske ved bruk av en konstruksjon som flyter i en overflate av et hav | |
| US7464751B1 (en) | High pressure adapter assembly for use on blow out preventers | |
| EP3423670B1 (en) | Subsea tree and methods of using the same | |
| US10006262B2 (en) | Continuous flow system for drilling oil and gas wells | |
| US20190093445A1 (en) | Systems and methods for controlling flow from a wellbore annulus | |
| BR102012009708B1 (pt) | Aparelho e metodo para fornecer detecqao e controle automaticos | |
| CN102132002A (zh) | 海底油井干预系统和方法 | |
| NO329440B1 (no) | Stigerorssystem og fremgangsmate for innforing av et verktoy i en bronn | |
| US9038728B1 (en) | System and method for diverting fluids from a wellhead by using a modified horizontal christmas tree | |
| US9810336B2 (en) | Subsea BOP control system with dual-action check valve | |
| US6390194B1 (en) | Method and apparatus for multi-diameter testing of blowout preventer assemblies | |
| BR112014004116B1 (pt) | Instalação submarina | |
| US9951577B2 (en) | Emergency wellbore intervention system | |
| RU2702776C1 (ru) | Циркуляционная головка | |
| EA024929B1 (ru) | Обратный клапан | |
| NO328294B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for rengjoring og forsegling av bronn | |
| NO343228B1 (en) | Method and device for enabling removal of a Christmas tree from a wellhead and method and device installation of a Christmas tree on a wellhead | |
| US8997872B1 (en) | Cap assembly for use with a tubing spool of a wellhead | |
| RU2731435C1 (ru) | Надводная циркуляционная головка | |
| US9074449B1 (en) | Vertical tree production apparatus for use with a tubing head spool | |
| RU2740837C1 (ru) | Система трубопроводной обвязки надводной фонтанной арматуры | |
| US12188323B2 (en) | Controlling a subsea blowout preventer stack | |
| KR102263349B1 (ko) | 고압 디버터의 유압 모니터링 시스템 및 이를 이용한 디버터 모니터링 방법 |