NO317005B1

NO317005B1 - Adjustable hanger for rudder strings

Info

Publication number: NO317005B1
Application number: NO19996018A
Authority: NO
Inventors: Kenneth G Rountree; Richard C Lalor; Russell E Mcbeth; Amrik Singh Nijjar
Original assignee: Fmc Corp
Priority date: 1998-12-08
Filing date: 1999-12-07
Publication date: 2004-07-19
Also published as: NO996018D0; BR9908656A; NO996018L

Description

Den foreliggende oppfinnelse angår en innstillbar henger for rørstrenger, og mer spesielt, en innstillbar foringsrørhenger for innstillbart å henge en plattform-foringsrørstreng som er forbundet med et undersjøisk brønnhode fra et brønnhode på overflaten, plassert på en offshore bore- eller kompletteirngsrigg. En plattformforings-rørstreng er generelt nødvendig i offshore petroleumproduksjonsinstallasjoner for å gi en fluidledning mellom et undersjøisk brønnhode og et overflatebrønnhode plassert på en offshore bore- eller kompletteringsrigg. En innstillbar foringsrørhenger er typisk brukt til å danne avstand hvor plattformforingsrørstrengen mellom disse to komponenter. Hittil har innstillbare spindel-type foringsrørhengere vært brukt for dette formål. Spindel-type foringsrørhengere ifølge tidligere teknikk omfatter generelt en første rørdel som er forbundet med en plattformfoirngsrørstreng og en annen rørdel som omfatter en støtteflate for å innkople en støtteskulder utformet på overflate-brønnhodet. De første og andre rørdeler er bevegelig forbundet for å variere avstanden mellom platt-formforingsrøret og overflatebrønnhodet. The present invention relates to an adjustable hanger for pipe strings, and more particularly, an adjustable casing hanger for adjustably hanging a platform casing string connected to a subsea wellhead from a surface wellhead located on an offshore drilling or completion rig. A platform casing string is generally required in offshore petroleum production installations to provide a fluid conduit between a subsea wellhead and a surface wellhead located on an offshore drilling or completion rig. An adjustable casing hanger is typically used to create the distance where the platform casing string is between these two components. Hitherto adjustable spindle-type casing hangers have been used for this purpose. Spindle-type casing hangers of the prior art generally comprise a first pipe member that is connected to a platform casing string and a second pipe member that includes a support surface for engaging a support shoulder formed on the surface wellhead. The first and second pipe parts are movably connected to vary the distance between the flatform casing and the surface wellhead.

Fra den kjente teknikk på området skal det vises til US-5 524 710 og US-5 653 289. From the known technique in the area, reference should be made to US-5 524 710 and US-5 653 289.

Ifølge den foreliggende oppfinnelse, er det tilveiebrakt en innstillbar henger for å henge en rørstreng fra en brønnhodekomponent, som omfatter en foringsrørhenger med en nedre ende tilpasset til å forbindes med rørstrengen og et øvre endeområde omfattende et antall aksielle ringformede spor utformet i flaten på den ytre diameter, hvor hvert spor avgrenser en nedadvendt støtteflate, og en støttering er tilpasset til å plasseres rundt foringsrørhengeren i et av sporene, hvor støtteringen har en oppadvendt belastningsskulder for å innkople støtteflaten og en nedadvendt belastningsflate for å innkople en støtteskulder utformet i brønnhodekomponenten, hvor den aksiale posisjon av rørstrengen i forhold til børnnhodekomponenten kan innstilles avhengig av hvilket spor støtteringen er plassert i, kjennetegnet ved at støtteringen er tilpasset til å bli festet inne i sporet og senket inn i brønnhodekomponenten sammen med foringsrørhengeren. According to the present invention, there is provided an adjustable hanger for suspending a tubing string from a wellhead component, comprising a casing hanger having a lower end adapted to connect with the tubing string and an upper end region comprising a number of axial annular grooves formed in the surface of the outer diameter, each slot defining a downwardly facing support surface, and a support ring adapted to be placed around the casing hanger in one of the slots, the support ring having an upwardly facing load shoulder for engaging the support surface and a downwardly facing load surface for engaging a support shoulder formed in the wellhead component, where the axial position of the tubing string in relation to the wellhead component can be set depending on which slot the support ring is placed in, characterized in that the support ring is adapted to be fixed inside the slot and lowered into the wellhead component together with the casing hanger.

Om ønsket eller nødvendig ved en spesiell anvendelse, kan en eller flere pakninger anordnes for å tette ringrommet mellom foringsrørhengeren og brønnhodet, i hvilket tilfelle foringsrørhengeren fortrinnsvis videre omfatter en tettende flate som er maskinert på forhånd i hvert av et antall spor. If desired or necessary in a particular application, one or more gaskets can be arranged to seal the annulus between the casing hanger and the wellhead, in which case the casing hanger preferably further comprises a sealing surface that is machined in advance in each of a number of grooves.

Under installasjon av den innstillbare foringsrørhenger ifølge den foreliggende oppfinnelse, består hengeren av toppen på plattform-foringsrørstrengen, og enheten senkes gjennom overflatebrønnhodet til bunnen på foringsrørstrengen innkoples og forbindes med den undersjøiske foringsrørstreng som er opphengt i den undersjøiske brønnen. Boresikringsventilen (BOP) blir så frakoplet fra overflatebrønnhodet og hevet for å gi tilgang til foringsrørhengeren. Foringsrørhengeren blir så satt under strekk til den nødvendige belastning, og avhengig av avstanden fra støtteskulderen i over-flatebrønnhodet til støtteflaten på det nærmeste spor, blir en passende støttering valgt og låst inn i sporet. Et antall prefabrikerte støtteringer er fortrinnsvis anordnet for å tillate at foringsrørhengeren justeres til innen en ønsket toleranse, for eksempel 12,7 mm. Foringsrørhengeren blir så landet i brønnhodet og kappet ved den ønskede høyde. Pakninger som måtte være ønsket eller nødvendig blir så installert mellom forings-rørhengeren og brønnhodet, og festet på plass ved passende låseringer eller liknende innretninger. During installation of the adjustable casing hanger of the present invention, the hanger consists of the top of the platform casing string, and the unit is lowered through the surface wellhead until the bottom of the casing string is engaged and connected to the subsea casing string suspended in the subsea well. The BOP is then disconnected from the surface wellhead and raised to provide access to the casing hanger. The casing hanger is then put under tension to the required load, and depending on the distance from the support shoulder in the surface wellhead to the support surface of the nearest slot, a suitable support ring is selected and locked into the slot. A number of prefabricated support rings are preferably provided to allow the casing hanger to be adjusted to within a desired tolerance, for example 12.7mm. The casing hanger is then landed in the wellhead and cut at the desired height. Gaskets that may be desired or necessary are then installed between the casing hanger and the wellhead, and secured in place by suitable locking rings or similar devices.

Konstruksjon av foringsrørhengeren ifølge oppfinnelsen tillater således at pakninger blir installert ved ganske enkelt å heve BOP-stabelen, istedenfor å fjerne BOP-stabelen fra brønnen, hvilket er en tidkrevende prosedyre. Dessuten, siden belastningen av foringsrøret blir overført gjennom støtteringene, kan pakningene bli erstattet i felten uten å måtte forstyrre foringsrørhengerens tilstramning. I tillegg, er foringsrørhengerens tettende flate fortrinnsvis forhåndsmaskinert, hvilket eliminerer behovet for å feltmaskinere foringsrørhengeren, en prosess som krever betydelig riggtid og spesialiserte maskiner og maskinister. Dessuten, siden tetningsflatene er forsenket i sporene, er de beskyttet mot skade fra andre komponenter. Construction of the casing hanger according to the invention thus allows packings to be installed by simply raising the BOP stack, instead of removing the BOP stack from the well, which is a time-consuming procedure. Also, since the load of the casing is transferred through the support rings, the gaskets can be replaced in the field without having to disturb the tightening of the casing hanger. Additionally, the casing hanger sealing surface is preferably pre-machined, eliminating the need to field machine the casing hanger, a process that requires significant rig time and specialized machinery and machinists. Also, since the sealing surfaces are recessed in the grooves, they are protected from damage from other components.

Disse og andre mål og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse vil fremgå fra den følgende detaljerte beskrivelse, med henvisning til de medfølgende tegninger, hvor These and other objects and advantages of the present invention will be apparent from the following detailed description, with reference to the accompanying drawings, where

fig. IA er et snittriss i lengderetningen av den øvre del av en innstillbar forings-rørhenger ifølge den foreliggende oppfinnelse, hvor den venstre halvdel av figuren viser foringsrørhengeren i en mulig innstilt posisjon, og den høyre halvdel av figuren viser foringsrørhengeren i en annen mulig innstillingsposisjon; fig. IA is a sectional view in the longitudinal direction of the upper part of an adjustable casing hanger according to the present invention, where the left half of the figure shows the casing hanger in one possible set position, and the right half of the figure shows the casing hanger in another possible setting position;

fig. 1B er et snittritt i lengderetningen av den nedre del av foringsrørhengeren som vist på fig. IA; og fig. 1B is a longitudinal sectional view of the lower part of the casing hanger as shown in fig. IA; and

fig. 2 er et forstørret snittriss i lengderetningen av en halvdel av den øvre del av foringsrørhengeren som vist på den høyre halvdel av fig. IA. fig. 2 is an enlarged longitudinal sectional view of one half of the upper part of the casing hanger as shown in the right half of FIG. IA.

Skjønt oppfinnelsen i det følgende skal beskrives ved bruk av spesifikk eksempel av en innstillbar foringsrørhenger for en rørstreng, må man forstå at oppfinnelsen også gjelder andre typer hengere for andre typer av rør eller rørstrenger som man møter i gass- og oljeproduksjonsinstallasjoner. For eksempel omfatter oppfinnelsen en innstillbar henger for en produksjonsrørstreng. Derfor skal den følgende beskrivelse anses å gjelde enhver type av henger som brukes til å henge hvilken som helst type av rørstreng. Although the invention in the following will be described using a specific example of an adjustable casing hanger for a pipe string, it must be understood that the invention also applies to other types of hangers for other types of pipes or pipe strings that are encountered in gas and oil production installations. For example, the invention includes an adjustable hanger for a production pipe string. Therefore, the following description shall be considered to apply to any type of hanger used to hang any type of pipe string.

Det henvises først til fig. IA og IB, hvor den innstillbare rørhenger ifølge oppfinnelsen, indikert generelt ved henvisningstallet 10, omfatter en foringsrørhenger 12 opphengt inne i et overflatebrønnhode 14, som i figuren er avbildet med et forings-rørhode 16 festet på plattformen av en offshorerigg (ikke vist) og et rørhode 18 forbundet med foringsrørhodet 16 ved en passende kopling 20. En gjenget kopling 22 (fig. IB) danner kontakt mellom den nedre ende av foringsrørhengeren 12 og den øvre ende av en foringsrørstreng 24, som i sin tur er forbundet med et undersjøisk brønnhode (ikke vist). Reference is first made to fig. IA and IB, where the adjustable pipe hanger according to the invention, indicated generally by the reference number 10, comprises a casing hanger 12 suspended inside a surface wellhead 14, which is depicted in the figure with a casing pipe head 16 attached to the platform of an offshore rig (not shown) and a pipe header 18 connected to the casing header 16 by a suitable coupling 20. A threaded coupling 22 (Fig. 1B) makes contact between the lower end of the casing hanger 12 and the upper end of a casing string 24, which in turn is connected to a subsea wellhead (not shown).

Et antall aksielle ringformede spor 26 er utformet i den ytre diameteroverflate av den øvre endedel 28 av foringsrørhengeren 12. Sporene 26 strekker seg fra nær den øvre ende av foringsrørhengeren 12 til et punkt ovenfor den nedre ende av denne. Antallet og avstanden mellom sporene 26 bestemmer mengden og graden av justering som kan oppnås med hengeren 10, som skal beskrives i mer detalj nedenfor. I tillegg, avgrenser sporene 26 kanter 30 på den ytre diameteroverflate av foringsrørhengeren 12, som blant andre funksjoner, hjelper til med å sentrere hengeren 10 i brønnhodet 14. Foringsrørhengeren 12 omfatter fortrinnsvis også et antall langsgående slisser 32 som strekker seg nedenfor sporene 26 for fluidforbindelse mellom hengeren 10 og brønn-hodet 14 til en ringrom-port 34 i brønnhodet 14. A number of axial annular grooves 26 are formed in the outer diameter surface of the upper end portion 28 of the casing hanger 12. The grooves 26 extend from near the upper end of the casing hanger 12 to a point above the lower end thereof. The number and spacing of the slots 26 determines the amount and degree of adjustment that can be achieved with the hanger 10, which will be described in more detail below. In addition, the grooves 26 define edges 30 on the outer diameter surface of the casing hanger 12, which, among other functions, help center the hanger 10 in the wellhead 14. The casing hanger 12 preferably also includes a number of longitudinal slots 32 that extend below the grooves 26 for fluid communication between the hanger 10 and the well head 14 to an annulus port 34 in the well head 14.

Det henvises nå til fig. 2, hvor hengeren også omfatter en støttering 36 for å overføre belastningen fra foringsrørhengeren 12 til brønnhodet 14. Støtteringen 36 består av fortrinnsvis to deler som er plassert i én, eller, avhengig av den spesifikke konstruksjon av støtteringen som benyttes, to av sporene 26, og festet sammen med en lås 38 eller liknende anordning på en liknende måte som den som benyttes for konvensjonelle splittringer. Støtteringen 36 omfatter en oppadvendt belastningsskulder 40 for å innkople en nedadvendt støtteflate 42 utformet i hvert spor 26, og en nedadvendt belastningsflate 44 for å innkople en oppadvendt støtteskulder 46 utformet i brønnhodet 14. På denne måten kan foringsrørhengeren 12, som har en ytre diameter som er mindre enn minimumsdiameteren av brønnhodet 14 bli landet i brønnhodet 14. Reference is now made to fig. 2, where the hanger also comprises a support ring 36 to transfer the load from the casing hanger 12 to the wellhead 14. The support ring 36 preferably consists of two parts which are placed in one, or, depending on the specific construction of the support ring used, two of the grooves 26, and secured together with a lock 38 or similar device in a similar manner to that used for conventional splits. The support ring 36 comprises an upward-facing load shoulder 40 for engaging a downward-facing support surface 42 formed in each groove 26, and a downward-facing load surface 44 for engaging an upward-facing support shoulder 46 formed in the wellhead 14. In this way, the casing hanger 12, which has an outer diameter which is smaller than the minimum diameter of the wellhead 14 be landed in the wellhead 14.

Ifølge den foreliggende oppfinnelse, kan elevasjonen, eller den vertikale posisjon, av foringsrørhengeren 12 og således foringsrørstrengen 24, i forhold til brønn-hodet 14, bli innstilt, avhengig av sporet 26 hvor støtteringen 36 er plassert. For eksempel, med henvisning igjen til fig. IA og IB, vil plassering av støtteringen 36 i en av de øvre spor 26 (som vist i den høyre halvdel av fig. IA, resultere i at forings-rørhengeren 12 strekker seg lavere inn i brønnhodet 14 enn når støtteringen 36 er plassert i et av de lavere sporene 26 (som vist i den venstre halvdel av fig. IA). Følgelig vil avstanden mellom brønnhodet 14 og det undersjøiske brønnhode bli større når støtteringen er plassert i et øvre spor enn når støtteringen er plassert i et lavere spor. Avhengig av antallet og størrelsen av spor 26, så vel som avstanden mellom støtteskulderen 46 og toppen av foringsrørhodet 16, kan foringsrørhengeren 12 justeres en maksimum avstand D i forhold til brønnhodet 14 (se fig. IA). I en utførelse av oppfinnelsen, er femten spor 26 i en senteravstand på omkring 127 mm, maskinert inn i den ytre diameteroverflate av foringsrørhengeren 12, for å gi en maksimal justeringsavstand D på omkring 1176 mm. According to the present invention, the elevation, or the vertical position, of the casing hanger 12 and thus the casing string 24, in relation to the wellhead 14, can be adjusted, depending on the slot 26 where the support ring 36 is placed. For example, referring again to FIG. IA and IB, placing the support ring 36 in one of the upper grooves 26 (as shown in the right half of Fig. IA, will result in the casing hanger 12 extending lower into the wellhead 14 than when the support ring 36 is placed in a of the lower grooves 26 (as shown in the left half of Fig. IA). Accordingly, the distance between the wellhead 14 and the subsea wellhead will be greater when the support ring is located in an upper groove than when the support ring is located in a lower groove. Depending on the number and size of slots 26, as well as the distance between the support shoulder 46 and the top of the casing head 16, the casing hanger 12 can be adjusted a maximum distance D relative to the wellhead 14 (see Fig. IA). In one embodiment of the invention, fifteen slots 26 at a center distance of about 127 mm, machined into the outer diameter surface of the casing hanger 12, to give a maximum adjustment distance D of about 1176 mm.

Videre, mens det spesifikke spor 26 i hvilken støtteringen 36 er plassert vil plassere foringsrørhengeren 12 innen en ønsket avstand i forhold til brønnhodet 14 (127 mm i det ovenstående eksempel), kan et antall prefabrikerte støtteringer som hver har en forskjellig vertikal avstand mellom belastningsskuldrene og belastningsflatene, bli anordnet for å tillate nøyaktig justering av foringsrørhengeren 12 inne i brønnhodet 14. For eksempel kan et tilstrekkelig antall av prefabrikerte støtteringer anordnes for å tillate justering av foringsrørhengeren 12 innenfor 12,7 mm. Den venstre halvdel av fig. IA viser en annen mulig konfigurasjon av støtteringen 36 som har en større avstand mellom den oppadvendte belastningsskulder og den nedadvendte belastningsflate enn støtteringen 36 som vist på den høyre halvdel av fig. IA. Den venstre halvdel av fig. IA viser også at støtteringen 36 kan være utformet med øvre og nedre deler plassert i etterfølgende spor. I denne utførelsen, omfatter støtteringen 36 både øvre og nedre belastningsskuldre 40 for å innkople øvre og nedre støtteflater 42 i de etterfølgende spor, og øvre og nedre belastningsmåter 44 for å innkople øvre og nedre støtteskuldre 46 i brønnhodet 14. Furthermore, while the specific slot 26 in which the support ring 36 is located will position the casing hanger 12 within a desired distance relative to the wellhead 14 (127 mm in the above example), a number of prefabricated support rings each having a different vertical distance between the load shoulders and the loading surfaces, be arranged to allow accurate adjustment of the casing hanger 12 inside the wellhead 14. For example, a sufficient number of prefabricated support rings can be arranged to allow adjustment of the casing hanger 12 within 12.7 mm. The left half of fig. 1A shows another possible configuration of the support ring 36 which has a greater distance between the upward facing load shoulder and the downward facing load surface than the support ring 36 as shown in the right half of FIG. IA. The left half of fig. IA also shows that the support ring 36 can be designed with upper and lower parts placed in subsequent grooves. In this embodiment, the support ring 36 comprises both upper and lower load shoulders 40 to engage upper and lower support surfaces 42 in the subsequent grooves, and upper and lower load ways 44 to engage upper and lower support shoulders 46 in the wellhead 14.

Om ønsket, kan en eller flere pakninger anordnes for å tette ringrommet mellom foringsrørhengeren 12 og brønnhodet 14.1 den utførelsen som er vist på fig. 2, er en nedre pakningsbøssing 48 plassert mellom støtteringen 36 og en avstandsring 50, hvor sistnevnte blir holdt på plass av en nedre låsemutter 52 som er gjenget inn i foringsrørhodet 16. Den nedre pakningsbøssing 48 omfatter et par ytre formede pakninger 54 for å tette mot den indre diameter av foringsrørhodet 16, og et par indre ringformede pakninger 56 for å tette mot etterfølgende kanter 30 på foringsrørhengeren 12. En øvre tetningsbøssing 58 er også plassert mellom en nedadvendt skråfiate 60 utformet i rørhodet 18 og en øvre låsemutter 62 som er gjenget inn i rørhodet 18 nedenfor skråflaten 60. Den øvre tetningsbøssing omfatter en pakning 64 for å tette mot den indre diameter av rørhodet 18 og en pakning 66 for å tette mot foringsrørhengeren 12. Skjønt pakningene 54, 56, 64 og 66 fortrinnsvis er elastomeriske ringformede pakninger, så som O-ringer, kan en metallpakning også anordnes for å tette ringrommet. Således kan en metallpakning 68 anordnes mellom den øvre låsemutter 62 og den øvre tetningsbøssing 58 for å tette mot et spor 26 og en tettende flate utformet på den indre diameter av rørhodet 18. For å lette korrekt tetning mellom metallpakningen 68 og sporet 26, er en tettende flate maskinert inn i sporet 26. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen, er en tettende flate forhåndsmaskinert inn i sporet 26 for å eliminere behovet for maskinering på stedet av slike flater. Et passende avstandsstykke 70 er plassert mellom metallpakningen 68 og den øvre tetningsbøssing 58 for å holde den øvre tetningsbøssing mot skråflaten 60 og å energisere metallpakningen 68. I tillegg, er en holdemutter 72 skrudd på den øvre tetningsbøssing 58 over den øvre ende av forings-rørhengeren 12 for å begrense den vertikale bevegelse av hengeren 10 inne i brønnhodet 14 på grunn av termisk utvidelse. If desired, one or more gaskets can be arranged to seal the annulus between the casing hanger 12 and the wellhead 14.1 in the embodiment shown in fig. 2, a lower packing bushing 48 is located between the support ring 36 and a spacer ring 50, the latter being held in place by a lower lock nut 52 which is threaded into the casing head 16. The lower packing bushing 48 comprises a pair of outer shaped packings 54 to seal against the inner diameter of the casing head 16, and a pair of inner annular gaskets 56 to seal against trailing edges 30 of the casing hanger 12. An upper sealing bushing 58 is also located between a downward-facing chamfer 60 formed in the casing head 18 and an upper lock nut 62 which is threaded in the pipe head 18 below the inclined surface 60. The upper sealing bushing includes a gasket 64 to seal against the inner diameter of the pipe head 18 and a gasket 66 to seal against the casing hanger 12. Although the gaskets 54, 56, 64 and 66 are preferably elastomeric annular gaskets, such as O-rings, a metal gasket can also be provided to seal the annulus. Thus, a metal gasket 68 can be arranged between the upper locking nut 62 and the upper sealing bushing 58 to seal against a groove 26 and a sealing surface formed on the inner diameter of the pipe head 18. To facilitate proper sealing between the metal gasket 68 and the groove 26, a sealing surface machined into slot 26. In a preferred embodiment of the invention, a sealing surface is pre-machined into slot 26 to eliminate the need for on-site machining of such surfaces. A suitable spacer 70 is placed between the metal packing 68 and the upper sealing bushing 58 to hold the upper sealing bushing against the inclined surface 60 and to energize the metal packing 68. In addition, a retaining nut 72 is screwed onto the upper sealing bushing 58 above the upper end of the casing hanger 12 to limit the vertical movement of the hanger 10 inside the wellhead 14 due to thermal expansion.

Under installasjonen av den innstillbare henger 10 ifølge den foreliggende oppfinnelse, er foringsrørhengeren 12 laget opp til toppen av plattform-foringsrørstrengen 24, og sammenstillingen senkes gjennom brønnhodet 14 til bunnen av forings-rørstrengen 24 innkoples og forbindes med den undersjøiske foringsrørstreng som er opphengt inne i den undersjøiske brønn (ikke vist). Utblåsningssikringen eller BOP (ikke vist) blir så frakoplet fra rørhodet 18 og hevet for å gi atkomst til forings-rørhengeren 12. Foringsrørhengeren blir så satt under strekk til den nødvendige belastning, og avhengig av avstanden fra støtteskulderen 46 i foringsrørhodet 16 til støtteflaten 42 i det nærmeste spor 26, blir en passende støttering 36 valgt og låst inn i sporet. Foringsrørhengeren blir så landet i brønnhodet og kappet like ovenfor toppen av foringsrørhodet 16. Pakninger som kan være ønsket eller nødvendig blir så installert mellom foringsrørhengeren og brønnhodet og festet på plass med avstandsringer og låsemuttere som beskrevet ovenfor. During the installation of the adjustable hanger 10 of the present invention, the casing hanger 12 is made up to the top of the platform casing string 24, and the assembly is lowered through the wellhead 14 until the bottom of the casing string 24 is engaged and connected to the subsea casing string suspended within the underwater well (not shown). The blowout preventer or BOP (not shown) is then disconnected from the casing head 18 and raised to provide access to the casing hanger 12. The casing hanger is then tensioned to the required load, and depending on the distance from the support shoulder 46 in the casing head 16 to the support surface 42 in the nearest slot 26, a suitable support ring 36 is selected and locked into the slot. The casing hanger is then landed in the wellhead and cut just above the top of the casing head 16. Gaskets that may be desired or necessary are then installed between the casing hanger and the wellhead and secured in place with spacer rings and locknuts as described above.

Claims

1. Adjustable hanger (10) for suspending a tubing string (24) from a wellhead component (14), comprising: a casing hanger (12) having a lower end adapted to connect with the tubing string (24) and an upper end region ( 28) with a number of axial annular grooves (26) formed in the surface of the outer diameter; wherein each groove (26) defines a downwardly facing support surface (42); and a support ring (36) adapted to be placed around the casing hanger (12) in one of the slots (26) where the support ring (36) has an upward facing load shoulder (40) to engage the support surface (42) and a downward facing load surface (44) to engaging a support shoulder (46) formed in the wellhead component (14); where the axial position of the pipe string (24) in relation to the wellhead component (14) can be set depending on which slot the support ring (36) is placed in, characterized in that the support ring (36) is adapted to be fixed inside the slot (26 ) and sunk into the wellhead component (14) together with the casing hanger (12).

2. Adjustable hanger according to claim 1, characterized in that it further comprises a sealing surface which is pre-machined in each of a number of slots (26).

3. Adjustable hanger according to claim 1, characterized in that the support ring (36) comprises one load shoulder (40) and one load surface (44), and that the support ring (36) is placed inside one of the grooves (26).

4. Adjustable hanger according to claim 1, characterized in that the support ring (36) comprises two load shoulders (40) and one load surface (44), and that the support ring is placed in two of the grooves (26).

5. Adjustable hanger according to claim 4, characterized in that the wellhead component (14) comprises another generally upwardly facing ring-shaped support shoulder (46), where the support ring (36) comprises two load surfaces (44), the support ring (36) is placed in two of the grooves (26), and the load surfaces (44) are connected with corresponding support shoulders (46).

6. Adjustable hanger according to claim 1, characterized in that each groove (26) defines an annular recess in the surface of the outer diameter of the casing hanger (12), where at least one recess comprises a sealing surface, and where the adjustable hanger further comprises a gasket (68) to seal between the wellhead (14) and the sealing surface.