RU2169251C1 - Method of casing string hanging - Google Patents
Method of casing string hanging Download PDFInfo
- Publication number
- RU2169251C1 RU2169251C1 RU99126064/03A RU99126064A RU2169251C1 RU 2169251 C1 RU2169251 C1 RU 2169251C1 RU 99126064/03 A RU99126064/03 A RU 99126064/03A RU 99126064 A RU99126064 A RU 99126064A RU 2169251 C1 RU2169251 C1 RU 2169251C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- casing string
- conductor
- anchor
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при бурении нефтяных и газовых скважин на суше и морских скважин с надводным устьем. The invention relates to the oil and gas industry and can be used for drilling oil and gas wells on land and offshore wells with a surface wellhead.
Известен способ подвески обсадных колонн на устье скважин [Реализация научно-технической программы перевооружения буровых предприятий РАО "Газпром" // Материалы Научно-технического совета Российского акционерного общества "Газпром" - М.: ИРЦ "Газпром", 1996 г., с. 42-44], в котором перед спуском первой промежуточной колонны срезают направление и кондуктор на расчетных высотах для установки на кондукторе опорной плиты со стойками и опорой с упором последней в торец направления. Производят спуск первой промежуточной колонны на заданную глубину. На последнюю обсадную трубу устанавливают промежуточную втулку и бандажную втулку с запрессованной муфтой обсадной колонны. Колонна подвешена на направление и кондуктор в растянутом состоянии под действием собственного веса. Для ликвидации непараллельности поверхностей бандажной и опорной втулки устанавливается прокладка. Подвешивание всех последующих промежуточных и эксплуатационной колонн производится на колонный фланец. A known method of suspension of casing strings at the wellhead [Implementation of the scientific and technical program for the re-equipment of drilling enterprises of RAO Gazprom // Materials of the Scientific and Technical Council of the Russian Joint Stock Company Gazprom - M .: IRC Gazprom, 1996, p. 42-44], in which, before the first intermediate column is launched, the direction and the conductor are cut off at design heights for installation on the conductor of a base plate with struts and a support with the latter resting on the end face. The first intermediate column is lowered to a predetermined depth. An intermediate sleeve and a retaining sleeve with a press-fit casing sleeve are mounted on the last casing. The column is suspended in the direction and the conductor in the extended state under the influence of its own weight. To eliminate the non-parallelism of the surfaces of the retaining sleeve and the support sleeve, a gasket is installed. Suspension of all subsequent intermediate and production columns is carried out on the column flange.
Недостатками способа являются: невозможность создания необходимого натяжения по всей длине спускаемой обсадной колонны, вероятность потери устойчивости кондуктора при возникающих температурных напряжениях и большом весе последующих обсадных колонн, возможность разрушения бандажной муфты при большом весе последующих обсадных колонн, сложность монтажа и металлоемкость оборудования. The disadvantages of the method are: the inability to create the necessary tension along the entire length of the run-down casing, the probability of loss of stability of the conductor when temperature stresses arise and the weight of subsequent casing strings is heavy, the possibility of collapse of the retaining sleeve with a large weight of subsequent casing strings, installation complexity and metal consumption of equipment.
Известен способ подвески обсадных колонн на устье скважин [Гноевых А.Н., Ишанов А.И., Тихонов В.Г., Шляховой С.Д. Технико-технологические решения по обеспечению надежности устья скважины // Газовая промышленность, М.: Газ-Оил Пресс сервис 1995 - N 9 - с. 35-36]. Для реализации способа применяется оборудование, включающее опорную плиту, состоящую из опорной втулки со стойками и опорой, и бандажную втулку с запрессованной в нее муфтой обсадной трубы. Перед установкой опорной плиты срезают направление и кондуктор на расчетных высотах, устанавливают на кондукторе опорную плиту со стойками и опорой с упором последней в верхний торец направления. Спускают первую промежуточную обсадную колонну в скважину на заданную глубину и разгружают колонну на бандажную втулку опорной плиты. Колонна находится в растянутом состоянии под действием собственного веса с опорой на направление, кондуктор или поверхность грунта. Подвешивание всех последующих промежуточных и эксплуатационной колонны производится на колонный фланец. A known method of suspension of casing strings at the wellhead [Gnoyev A.N., Ishanov A.I., Tikhonov V.G., Shlyakhova S.D. Technical and technological solutions to ensure the reliability of the wellhead // Gas industry, M.: Gas-Oil Press service 1995 - N 9 - p. 35-36]. To implement the method, equipment is used, including a base plate, consisting of a support sleeve with uprights and support, and a retaining sleeve with a casing sleeve pressed into it. Before installing the base plate, the direction and the conductor are cut off at design heights, a base plate with racks and a support with the latter resting on the upper end of the direction is installed on the conductor. The first intermediate casing string is lowered into the well to a predetermined depth and the string is unloaded to the retaining sleeve of the base plate. The column is in a stretched state under the influence of its own weight, based on the direction, conductor or soil surface. Suspension of all subsequent intermediate and production columns is carried out on the column flange.
Недостатками способа являются: невозможность создания необходимого натяжения по всей длине спускаемой обсадной колонны, вероятность потери устойчивости кондуктора при возникающих температурных напряжениях и большом весе последующих обсадных колонн, возможность разрушения бандажной втулки при большом весе последующих обсадных колонн, подвешивание обсадной колонны только по муфте обсадной трубы, сложность монтажа и металлоемкость оборудования. The disadvantages of the method are: the inability to create the necessary tension along the entire length of the run-down casing, the probability of loss of stability of the conductor under the occurring temperature stresses and the heavy weight of subsequent casing strings, the possibility of collapse of the retaining sleeve with a large weight of subsequent casing strings, suspension of the casing strings only along the casing collar, the complexity of installation and metal equipment.
Наиболее близким к заявляемому является способ [А.с. N 1609962, МПК 5 E 21 B 33/035, "Способ обвязки устья при бурении с надводным размещением противовыбросового оборудования"], в котором производят срезание направления на расчетной высоте. На направлении устанавливают опорную плиту с упором ее в верхний торец направления. Кондуктор натягивают и фиксируют посредством клиньев с насечкой, размещенных между наружной поверхностью кондуктора и внутренней конусной поверхностью опорной втулки. Кондуктор срезают на расчетной высоте, закрепляют на нем колонную головку, соединяют между собой стойками опорную втулку и корпус колонной головки и устанавливают стойки в вертикальные прорези в наружном кольцевом выступе. Опорная плита состоит из корпуса колонной головки, установленного на кондукторе, опорной втулки, имеющей коническую внутреннюю поверхность для установки клиньев с насечкой, концентрично размещенной между кондуктором и направлением с упором в верхний торец направления и стойки, связанные с корпусом колонной головки. Closest to the claimed is a method [A.S. N 1609962, IPC 5 E 21 B 33/035, "The method of tying the mouth during drilling with surface placement of blowout preventer equipment"], in which the direction is cut at the estimated height. In the direction set the base plate with its emphasis in the upper end of the direction. The conductor is pulled and fixed by means of notched wedges placed between the outer surface of the conductor and the inner conical surface of the support sleeve. The conductor is cut off at the calculated height, the column head is fixed on it, the support sleeve and the column head housing are interconnected by the racks and the racks are installed in vertical slots in the outer annular protrusion. The base plate consists of a column head housing mounted on the conductor, a support sleeve having a conical inner surface for installing wedges with a notch concentrically placed between the conductor and the direction with emphasis in the upper end face of the direction and struts associated with the column head body.
Недостатками способа являются: невозможность создания необходимого натяжения по всей длине спускаемой обсадной колонны, вероятность потери устойчивости кондуктора при возникающих температурных напряжениях за счет осевого перемещения колонной головки. The disadvantages of the method are: the inability to create the necessary tension along the entire length of the descent casing, the likelihood of loss of stability of the conductor when the temperature stresses occur due to the axial movement of the casing head.
Цель изобретения - повышение надежности подвески обсадных колонн. The purpose of the invention is to increase the reliability of the suspension of casing strings.
Для достижения поставленной цели необходимо решить задачу минимизации и рационального распределения осевых растягивающих напряжений по обсадной колонне, что предотвращает осевое перемещение колонного фланца при испытании, освоении и эксплуатации скважин, а также при проведении ремонтных работ. Основным условием, предопределяющим расчеты, является исключение "проседания" устья скважины под действием суммарных осевых нагрузок. To achieve this goal, it is necessary to solve the problem of minimizing and rational distribution of axial tensile stresses along the casing, which prevents axial movement of the column flange during testing, development and operation of wells, as well as during repair work. The main condition that predetermines the calculations is the exclusion of "subsidence" of the wellhead under the action of total axial loads.
Поставленная задача решается следующим образом. Перед установкой и монтажом опорной плиты направление и кондуктор срезают на расчетной высоте и производят центрирование кондуктора относительно направления. На торце кондуктора и направления устанавливают и монтируют опорную плиту, причем сопряжения и горизонтальности соответствующих поверхностей обсадных колонн и опорной плиты добиваются шлифовкой верхних кромок направления и кондуктора. Затем в скважину на бурильных трубах спускают и закрепляют якорь, представляющий собой первую секцию спускаемой обсадной колонны расчетной длины, производят разъединение якоря с бурильными трубами и подъем бурильных труб. Далее спускают в скважину обсадную колонну и соединяют ее с якорем. Производят натяжение обсадной колонны до расчетной величины Qнат и посадку обсадной колонны на клиновую подвеску в виде клиньев с насечкой, размещенных между внутренней поверхностью колонной головки и наружной поверхностью обсадной трубы. После этого производят цементирование обсадной колонны в напряженно-растянутом состоянии. Возможен также спуск якоря на обсадной колонне и цементирование обсадной колонны в две ступени при помощи муфты ступенчатого цементирования (МСЦ). Сначала цементируют якорь, затем производят натяжение колонны на расчетную величину и посадку колонны на клиновую подвеску, после чего цементируют колонну в напряженно-растянутом состоянии. Подвешивание всех последующих промежуточных и эксплуатационной обсадной колонн на колонную головку производится аналогично.The problem is solved as follows. Before installing and mounting the base plate, the direction and the conductor are cut off at the calculated height and the conductor is centered relative to the direction. A base plate is installed and mounted at the end of the conductor and the direction, and the mating and horizontalness of the respective surfaces of the casing and the base plate are achieved by grinding the upper edges of the direction and the conductor. Then, the anchor, which is the first section of the estimated length of the casing string of the calculated length, is lowered and fixed into the well on the drill pipes, the anchor is separated from the drill pipes and the drill pipes are lifted. Next, the casing is lowered into the well and connected to the anchor. The casing is tensioned to the calculated value of Q nat and the casing is fitted onto the wedge suspension in the form of notched wedges placed between the inner surface of the casing head and the outer surface of the casing. After this, the casing is cemented in a tensile state. It is also possible to lower the anchor on the casing string and cement the casing in two steps using a step cementing clutch (MSC). First, the anchor is cemented, then the column is tensioned by the calculated value and the column is planted on the wedge suspension, after which the column is cemented in a tensile state. Suspension of all subsequent intermediate and production casing strings on the casing head is done in the same way.
Пример:
Подвеску обсадных колонн на устье скважины и цементирование колонн в напряженно-растянутом состоянии производят следующим образом. В скважину спускают и цементируют направление диаметром 630 мм и кондуктор диаметром 426 мм, на котором устанавливают опорную плиту с упором на направление и кондуктор. Спускают и цементируют в напряженно-растянутом состоянии обсадную колонну диаметром 324 мм. Спускают и цементируют в напряженно-растянутом состоянии обсадную колонну диаметром 244,5 мм. Длину якоря рассчитывают по следующей методике.Example:
Suspension of casing strings at the wellhead and cementing strings in a tensile state is carried out as follows. A conductor with a diameter of 630 mm and a conductor with a diameter of 426 mm are lowered and cemented into the well, on which a base plate is installed, focusing on the direction and the conductor. The casing with a diameter of 324 mm is lowered and cemented in a tensile state. The casing with a diameter of 244.5 mm is lowered and cemented in a tensile state. The length of the anchor is calculated by the following procedure.
Определяют вес обсадной колонны в воздухе:
Qк = lкq, (1)
где lк - длина спускаемой обсадной колонны;
q - удельный вес спускаемой обсадной колонны.Determine the weight of the casing in the air:
Q k = l k q, (1)
where l to - the length of the descent casing;
q is the specific gravity of the descent casing string.
Qк = lкq = 3550 м • 60,2 кг/м = 213,71 т.Q k = l k q = 3550 m • 60.2 kg / m = 213.71 t.
Определяют сжимающую нагрузку на опорную плиту (Qсж.оп.), равную весу обсадной колонны в буровом растворе:
где γр - плотность бурового раствора, г/см3;
γмет - плотность материала спускаемой обсадной колонны, г/см3.Determine the compressive load on the base plate (Q s.op. ), equal to the weight of the casing in the drilling fluid:
where γ p is the density of the drilling fluid, g / cm 3 ;
γ met - the material density of the descent casing, g / cm 3 .
Определяют температурное приращение:
Δt = tр- tст, (3)
где tр - температура на устье при эксплуатации скважины, oC;
tст - температура нейтрального слоя, oC.
The temperature increment is determined:
Δt = t p - t article, (3)
where t p is the temperature at the wellhead during well operation, o C;
t article - the temperature of the neutral layer, o C.
Δt = tp- tст = 71-17 = 54°C.
Определяют удлинение обсадной колонны от воздействия температурного поля:
Δl = αl(tp- tст). (4)
где α - коэффициент удельного температурного удлинения материала обсадной колонны.Δt = t p - t article = 71-17 = 54 ° C.
The elongation of the casing from the influence of the temperature field is determined:
Δl = αl (t p - t st ). (4)
where α is the coefficient of specific temperature elongation of the material of the casing string.
Определяют осевую нагрузку от воздействия температурного поля:
Pt = 0,785ΔlE(D2- d2). (5)
где E - модуль Юнга;
D - наружный диаметр обсадной колонны;
d - внутренний диаметр обсадной колонны;
Определяют необходимую силу натяжения обсадной колонны для посадки ее на клинья опорной плиты:
Qнат = Pt+Qmin+ρ, (6)
где Qmin - минимально необходимая загрузка клиновой подвески колонной головки;
ρ - потеря величины натяжения за счет просадки клиньев.
The axial load from the influence of the temperature field is determined:
P t = 0.785ΔlE (D 2 - d 2 ). (5)
where E is Young's modulus;
D is the outer diameter of the casing;
d is the inner diameter of the casing string;
Determine the required tension force of the casing for landing it on the wedges of the base plate:
Q nat = P t + Q min + ρ, (6)
where Q min - the minimum required load of the wedge suspension of the column head;
ρ is the loss of tension due to the subsidence of the wedges.
Qнат = Pt+Qmin+ρ = 303,1+32+10 = 345,1 т;
Определяют минимально необходимую длину якоря:
где pсц - удельная сила сцепления цементного камня с поверхностью обсадной колонны.Q nat = P t + Q min + ρ = 303.1 + 32 + 10 = 345.1 t;
The minimum required length of the anchor is determined:
where p sc - the specific adhesion of the cement stone to the surface of the casing.
Принимаем удельную силу сцепления цементного камня с поверхностью обсадной колонны из реальных условий скважины pсц = 0,02 МПа.We take the specific adhesion force of the cement stone to the surface of the casing from the actual conditions of the well p sc = 0.02 MPa.
Принимаем длину якоря равной 250 м.
We take the length of the anchor equal to 250 m.
Длина натягиваемой обсадной колонны определится из выражения:
L = lк-lя, (8)
L = 3550-250 = 3300 м.The length of the tensioned casing is determined from the expression:
L = l to -l i , (8)
L = 3550-250 = 3300 m.
Определяют вес натягиваемой обсадной колонны в воздухе:
Qк = 3300 м • 60,2 кг/м = 198,66 т,
определяют сжимающую нагрузку на опорную плиту (Qсж.оп.), равную весу обсадной колонны в буровом растворе:
Определяют удлинение обсадной колонны от воздействия температурного поля
Δl = 10,2•10-6•3300(71-17)102 = 18,2 см.
Определяют осевую нагрузку от воздействия температурного поля:
Pt = 0.785 • 18.2 • 2.1 • 103 • (24.452 - 22.452) = 281.4 т.Determine the weight of the tensioned casing in the air:
Q k = 3300 m • 60.2 kg / m = 198.66 t,
determine the compressive load on the base plate (Q s.op. ), equal to the weight of the casing in the drilling fluid:
The extension of the casing from the influence of the temperature field is determined
Δl = 10.2 • 10 -6 • 3300 (71-17) 10 2 = 18.2 cm.
The axial load from the influence of the temperature field is determined:
P t = 0.785 • 18.2 • 2.1 • 10 3 • (24.45 2 - 22.45 2 ) = 281.4 t.
Определяют необходимую силу натяжения обсадной колонны для посадки ее на клинья опорной плиты. Determine the required tension force of the casing for landing it on the wedges of the base plate.
Учитывая, что осевая нагрузка на обсадную колонну от действия температуры превышает собственный вес обсадной колонны в буровом растворе, перед ее цементированием необходимо произвести натяжение обсадной колонны с 150.6 т до 323.4 т, т.е. дополнительно на 172.8 т. Considering that the axial load of the casing from the action of temperature exceeds the dead weight of the casing in the drilling fluid, it is necessary to tension the casing from 150.6 t to 323.4 t before cementing it, i.e. additional 172.8 tons
В скважину на бурильных трубах спускают и закрепляют якорь, представляющий собой первую секцию спускаемой обсадной колонны расчетной длины. Производят разъединение якоря с бурильными трубами и подъем бурильных труб. Затем в скважину спускают техническую обсадную колонну диаметром 244.5 мм и соединяют ее с якорем. Производят натяжение обсадной колонны на расчетную величину Qнат и производят посадку обсадной колонны на клиновую подвеску, в виде клиньев с насечкой, размещенных между внутренней поверхностью колонного фланца и наружной поверхностью обсадной трубы. Производят цементирование обсадной колонны в напряженно-растянутом состоянии.An anchor, which is the first section of the projected casing string of the calculated length, is lowered and fixed into the well on the drill pipes. The anchors are separated from the drill pipes and the drill pipes are lifted. Then, a technical casing with a diameter of 244.5 mm is lowered into the well and connected to the anchor. The casing is tensioned by the calculated value of Q nat and the casing is planted on the wedge suspension in the form of notched wedges placed between the inner surface of the casing flange and the outer surface of the casing. Casing is cemented in tension-expanded state.
Или в скважину спускают обсадную колонну и закрепляют якорь, представляющий собой первую секцию спускаемой обсадной колонны расчетной длины. Производят натяжение обсадной колонны на расчетную величину Qнат и посадку обсадной колонны на клиновую подвеску в виде клиньев с насечкой, размещенных между внутренней поверхностью колонного фланца и наружной поверхностью обсадной трубы. Производят цементирование обсадной колонны в напряженно-растянутом состоянии. Также производится подвешивание всех последующих промежуточных и эксплуатационной обсадной колонн.Or, a casing is lowered into the well and an anchor is fixed, which is the first section of the calculated casing string. The casing is tensioned by the calculated value of Q nat and the casing is fitted onto the wedge suspension in the form of notched wedges placed between the inner surface of the casing flange and the outer surface of the casing. Casing is cemented in tension-expanded state. All subsequent intermediate and production casing strings are also suspended.
Предлагаемый способ позволяет производить:
- подвешивание промежуточных и эксплуатационной колонн в растянутом состоянии с опорой на направление и кондуктор;
- цементирование всех обсадных колонн в подвешенном и растянутом состоянии с необходимой нагрузкой;
- создание неподвижной опоры для колонного фланца всех обсадных колонн на клиньевые подвески;
- предотвращение потери устойчивости кондуктора при возникающих температурных напряжениях и большом весе последующих обсадных колонн;
- предотвращение осевого перемещения колонного фланца и обсадных колонн на устье при изменении температуры и давления в скважине;
- предотвращение разрушения оборудования для подвески обсадных колонн на устье скважины, упрощение конструкции и монтажа оборудования для подвески обсадных колонн на устье скважины, а также снижение металлоемкости оборудования для обвязки устья скважины;
- предотвращение возможности гидроразрыва пласта при цементировании обсадных колонн.The proposed method allows to produce:
- suspension of intermediate and production columns in a stretched state with support on the direction and conductor;
- cementing of all casing strings in a suspended and extended state with the required load;
- creating a fixed support for the casing flange of all casing strings on wedge suspensions;
- prevention of loss of stability of the conductor with the occurring temperature stresses and the heavy weight of subsequent casing strings;
- prevention of axial movement of the casing flange and casing strings at the mouth when the temperature and pressure in the well change;
- prevention of the destruction of equipment for hanging casing strings at the wellhead, simplifying the design and installation of equipment for hanging casing strings at the wellhead, as well as reducing the metal consumption of equipment for strapping the wellhead;
- preventing the possibility of hydraulic fracturing during cementing casing strings.
Claims (1)
где Qнат - величина необходимого усилия натяжения;
D - наружный диаметр обсадной колонны;
pсц - удельная сила сцепления цементного камня с поверхностью обсадной колонны,
затем спускают верхнюю секцию обсадной колонны, соединяют ее с нижней, зацементированной секцией, проводят натяжение обсадной колонны до расчетной величины, устанавливают ее на клиновую подвеску, после чего цементируют обсадную колонну в напряженно-растянутом состоянии.The method of suspension of casing strings, including installation of a base plate by cutting the direction and the conductor at design heights, installation of a column head body with racks and a support sleeve on the conductor with the latter resting in the upper end face, and fixing the column head body on the conductor, installing the casing on a wedge suspension located between the inner surface of the casing head and the outer surface of the casing, and cementing the casing, characterized in that the well is lowered cement the lower section of the casing, which length is calculated by the formula
where Q nat is the magnitude of the required tension force;
D is the outer diameter of the casing;
p sc - the specific adhesion of the cement stone to the surface of the casing,
then lower the upper section of the casing string, connect it to the lower cemented section, tension the casing string to the calculated value, install it on the wedge suspension, and then cement the casing string in a tensile state.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99126064/03A RU2169251C1 (en) | 1999-12-08 | 1999-12-08 | Method of casing string hanging |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99126064/03A RU2169251C1 (en) | 1999-12-08 | 1999-12-08 | Method of casing string hanging |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2169251C1 true RU2169251C1 (en) | 2001-06-20 |
Family
ID=20227972
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99126064/03A RU2169251C1 (en) | 1999-12-08 | 1999-12-08 | Method of casing string hanging |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2169251C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2530003C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well abandonment |
| RU2534309C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well abandonment |
| RU2700613C1 (en) * | 2019-03-11 | 2019-09-18 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова" (ОАО "НПО ЦКТИ") | Design of column head, method of its assembly and method of well stringers assembly of column head on underwater well |
| CN113445917A (en) * | 2021-08-03 | 2021-09-28 | 淮南矿业(集团)有限责任公司 | Implementation method of large-diameter life-saving hole |
-
1999
- 1999-12-08 RU RU99126064/03A patent/RU2169251C1/en active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2530003C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well abandonment |
| RU2534309C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well abandonment |
| RU2700613C1 (en) * | 2019-03-11 | 2019-09-18 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова" (ОАО "НПО ЦКТИ") | Design of column head, method of its assembly and method of well stringers assembly of column head on underwater well |
| CN113445917A (en) * | 2021-08-03 | 2021-09-28 | 淮南矿业(集团)有限责任公司 | Implementation method of large-diameter life-saving hole |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1264067B1 (en) | Foundation for suction in installation of conductor casing | |
| CA2403705C (en) | Collar load support system and method | |
| US20020034417A1 (en) | Slips for drill pipes or other tubular members | |
| US20020061224A1 (en) | Slips for drill pipes or other tubular members | |
| CA2863292A1 (en) | A method and an apparatus for retrieving a tubing from a well | |
| US10760347B2 (en) | System and method for offline suspension or cementing of tubulars | |
| WO2016085348A1 (en) | Arrangement for supporting a wellhead | |
| US20200141204A1 (en) | Casing hanger assembly | |
| RU2169251C1 (en) | Method of casing string hanging | |
| US4494778A (en) | Casing hanger | |
| CN107191145B (en) | Special short joint for hanging marine riser and use method thereof | |
| WO2019102184A1 (en) | Method and apparatus for supporting a wellhead | |
| US8522884B2 (en) | Landing system for well casing | |
| CN116427860A (en) | Shallow complex stratum casing pipe auxiliary running device and method | |
| RU193562U1 (en) | UNLOADING TUBE | |
| RU2254441C1 (en) | Packing device of additional casing column | |
| CN201358744Y (en) | Well head pressing and sealing device of oil-water well | |
| GB2096675A (en) | Method of removing an inner conduit which is grouted in an outer conduit | |
| RU52080U1 (en) | MODERNIZED PACKER WITH STOPPING | |
| US4376463A (en) | Method of applying tensile stress to a casing | |
| RU41490U1 (en) | WELL DESIGN FOR LIQUIDATION OF INTER-COLUMN FLOWS | |
| RU2150570C1 (en) | Method of installation of patch in casing string | |
| CA1196573A (en) | Casing hanger | |
| RU2765934C1 (en) | Method and device for lowering and cementing casing strings | |
| RU2054527C1 (en) | Method for well casing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE4A | Notice of change of address of a patent owner | ||
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20130123 |