Герметизатор устьевой роторный плашечный



Герметизатор устьевой роторный плашечный
Герметизатор устьевой роторный плашечный
Герметизатор устьевой роторный плашечный
Герметизатор устьевой роторный плашечный
Герметизатор устьевой роторный плашечный

 


Владельцы патента RU 2483189:

Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для герметизации устья скважины при проведении работ, связанных с вращением ведущей бурильной трубы и колонны бурильных труб. Содержит полый цилиндрический корпус с фланцем, верхней и нижней крышками, ротор с верхней и нижней опорами, установленный с возможностью вращения в корпусе. При этом опоры ротора установлены между крышками, а взаимодействующие между собой поверхности крышек и опор ротора выполнены в виде концентричных сфер. Устройство также содержит соединенный с ротором уплотнительный элемент ведущей бурильной трубы, выполненный в виде подвижных герметизирующих плашек, установленных в канале, выполненном в диаметральной плоскости ротора, и взаимодействующих со шток-поршнями гидроцилиндров, выполненных в диаметральной плоскости ротора с двух сторон параллельно каналу для размещения плашек. Причем плашки снабжены выступами разной длины, обеспечивающими поворот ротора для совпадения граней плашек с гранями ведущей трубы. Между ротором и верхней опорой расположен гидрораспределитель с каналами для подачи жидкости от насоса в поршневую и штоковые полости гидроцилиндров. Обеспечивает повышение надежности, безопасности и удобства эксплуатации герметизатора устьевого роторного. 5 ил.

 

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья скважины при проведении работ, связанных с вращением ведущей бурильной трубы и колонны бурильных труб ротором с механическим приводом.

Известно устройство герметизации устья скважины (патент РФ №2142552, МПК Е21В 33/03, опубликовано 10.12.1999 г.), содержащее:

- полый цилиндрический корпус со сквозным каналом и с фланцем,

- герметизирующую вставку, взаимодействующую с корпусом и выполненную в виде ротора с центральным сквозным каналом квадратной формы для прохода ведущей бурильной трубы и статора, состоящего из двух равных половин и снабженного дополнительным уплотнительным элементом и узлом его крепления на статоре;

- при этом ротор снабжен уплотнительным элементом ведущей бурильной трубы, в котором выполнен сквозной канал квадратной формы, сторона которого меньше стороны квадрата ведущей трубы.

Недостатком известного устройства является повышенная трудоемкость эксплуатации, обусловленная необходимостью разборки и сборки герметизатора при установке на ведущую бурильную трубу перед началом проведения работ, а также для замены изношенных уплотнительного элемента ведущей бурильной трубы или дополнительного уплотнительного элемента статора. Эта операция предполагает полную разборку статора, установку ротора с уплотнительным элементом на ведущей бурильной трубе, монтаж на роторе статора, установку на статоре дополнительного уплотнительного элемента и его закрепление, что в совокупности требует значительных затрат времени.

Кроме того, уплотнительный элемент ротора при установке на ведущую бурильную трубу испытывает значительные деформации и подвергается интенсивному абразивному износу, что снижает общий ресурс работоспособности уплотнительного элемента и требует его частой замены. Это обусловлено тем, что ведущая бурильная труба оснащена нижним переводником цилиндрической формы, наружный диаметр которого значительно превышает величину стороны квадрата ведущей трубы и практически равен диагонали квадратного сечения ведущей трубы. При этом уплотнительный элемент имеет сквозной канал квадратной формы, размеры сечения которого в исходном состоянии должны быть меньше квадратного сечения ведущей бурильной трубы для ее герметичного обжатия. Поэтому процесс его установки на ведущую бурильную трубу затруднителен, поскольку осложняется необходимостью первоначального натяжения уплотнительного элемента на цилиндрическую часть нижнего переводника, что предполагает значительную степень растяжения материала уплотнительного элемента и вызывает в нем значительные напряжения растяжения, которые могут привести к необратимым пластическим деформациям и разрыву уплотнительного элемента. К тому же, учитывая, что нижний переводник постоянно взаимодействует с захватными элементами буровых ключей при свинчивании ведущей бурильной трубы с бурильными трубами, на его наружной цилиндрической поверхности всегда имеются следы этого взаимодействия в виде царапин и задиров, которые, контактируя с поверхностью сквозного канала уплотнительного элемента, будут оставлять на его поверхности следы износа в виде аналогичных царапин и задиров, что приведет к возможной негерметичности зоны контакта уплотнительного элемента с ведущей бурильной трубой при эксплуатации и, следовательно, к его неработоспособности. Предотвращение таких последствий возможно только путем предварительного рассоединения нижнего переводника с ведущей бурильной трубой и последующего его свинчивания вновь после установки ротора с уплотнительным элементом на ведущей бурильной трубе, однако эта операция трудоемка и увеличивает время непроизводительных подготовительных работ.

К недостаткам известного устройства следует также отнести необходимость демонтажа вставной герметизирующей вставки из корпуса при проведении спускоподъемных операций, с обеспечением последующего точного центрирования и чистоты поверхности отверстия корпуса для герметичной посадки статора в корпус при обратном монтаже, что также требует дополнительных трудозатрат.

Таким образом, совокупность конструктивных особенностей и технологии применения известного устройства для герметизации устья скважины приводят к повышению трудоемкости его эксплуатации, снижению надежности работы и малому ресурсу работоспособности.

Известен герметизатор устьевой роторный (патент РФ №2347060, МПК Е21В 33/03, опубликовано 20.02.2009), содержащий:

- полый цилиндрический корпус с фланцами и крышкой,

- внутри которого размещен ротор, выполненный в виде муфты герметизатора и снабженный упорным и радиальным подшипниками скольжения,

- уплотнительный элемент ведущей бурильной трубы, соединенный с нижней частью ротора и выполненный в виде кольцевой самоуплотняющейся манжеты со сквозным квадратным отверстием,

- и муфту ведущей бурильной трубы, установленную с возможностью продольного перемещения на ведущей бурильной трубе и взаимодействующую при вращении с ротором.

Недостатком известного устройства является повышенная трудоемкость его подготовки к эксплуатации, обусловленная необходимостью отделения от ведущей бурильной трубы нижнего переводника для установки на нее муфты ведущей бурильной трубы, что требует дополнительных трудозатрат и приводит к ускоренному износу резьбового соединения между ведущей бурильной трубой и нижним переводником. Кроме того, высокой трудоемкостью и сложностью выполнения обладает операция замены самоуплотняющейся манжеты при ее износе, поскольку для этого необходима полная разборка известного устройства. Это в свою очередь требует предварительного извлечения из ротора известного устройства ведущей бурильной трубы, ее отделения от спущенной в скважину колонны бурильных труб и герметизации как устья скважины, так и верхней трубы колонны бурильных труб для предотвращения открытого фонтана.

К недостаткам известного герметизатора также следует отнести низкую надежность работы ввиду интенсивного износа поверхностей квадратного отверстия кольцевой самоуплотняющейся манжеты при работе и связанную с этим вероятность потери герметичности в ее контакте с ведущей бурильной трубой. Это обусловлено тем, что диаметр замков бурильных труб, проходящих при спускоподъемных операциях через кольцевую самоуплотняющуюся манжету, всегда больше размера стороны квадратного отверстия в ней, и поэтому замок через квадратное отверстие будет проходить с натягом, подвергая уплотнительный элемент значительной деформации растяжения. Вследствие этого после протаскивания через кольцевую самоуплотняющуюся манжету нескольких труб с замками, имеющими на своей наружной цилиндрической поверхности задиры и царапины от захватных элементов бурового ключа, на сторонах квадратного сквозного отверстия самоуплотняющейся манжеты от взаимодействия с замками будут образовываться радиусные выемки износа, наличие которых не обеспечивает надежной герметизации плоских граней ведущей трубы уплотнительным элементом.

Кроме того, вероятность негерметичного перекрытия устья может возникнуть в результате несовпадения продольных осей спускаемой ведущей трубы и корпуса герметизатора из-за неточного центрирования вышки буровой установки относительно устья скважины или из-за непрямолинейности спускаемых труб. Такое несовпадение может возникнуть в процессе работы по мере спуска труб из-за возрастания веса бурильной колонны, что приводит к неравномерной осадке опор вышечного блока и перекосу вышки. Возникающее при этом радиальное смещение трубы и ее одностороннее воздействие на уплотнительный элемент вызывает его повышенный износ в месте контакта и уменьшение усилия упругого обжима ведущей трубы на диаметрально противоположной стороне манжеты, что может вызвать разгерметизацию контакта и прекращение промывки на забое скважины с выходом жидкости на устье из корпуса герметизатора.

Негерметичность в контакте самоуплотняющейся манжеты с ведущей трубой может возникнуть также и вследствие несовпадения граней квадратного отверстия манжеты и граней квадратного сечения ведущей бурильной трубы при заходе ведущей трубы в ротор известного устройства. Это обусловлено невозможностью визуального контроля положения отверстия манжеты и корректировки ротора для совпадения граней, поскольку отверстие ротора после захода нижнего переводника ведущей трубы в манжету оказывается закрытым, а также из-за отсутствия в известном устройстве возможности обеспечения принудительного совпадения граней квадратного отверстий в муфте ведущей трубы и в самоуплотняющейся манжете. Вследствие этого от воздействия входящей в манжету ведущей трубы возможны необратимые деформации манжеты, например, в виде разрывов, приводящие к ее неработоспособности и необходимости замены, или возникновение зазоров в контакте манжеты с ведущей трубой, в результате чего при включении насоса промывочная жидкость будет изливаться наружу через корпус известного герметизатора, не доходя до забоя скважины.

Совокупность перечисленных конструктивных особенностей снижает надежность, безопасность и удобство эксплуатации известного герметизатора устьевого роторного.

Задачей изобретения является создание технического решения герметизатора устьевого роторного, лишенного перечисленных недостатков.

Техническим результатом решения этой задачи является повышение надежности, безопасности и удобства эксплуатации герметизатора устьевого роторного.

Для обеспечения этого результата известный герметизатор устьевой роторный, содержащий

- полый цилиндрический корпус с фланцем и верхней крышкой,

- ротор с верхней и нижней опорами, установленный с возможностью вращения в корпусе,

- и уплотнительный элемент ведущей бурильной трубы, соединенный с ротором,

согласно изобретению

- дополнительно снабжен нижней крышкой, связанной с корпусом,

- установленным между ротором и верхней опорой гидрораспределителем,

- на нижнем торце которого выполнены кольцевые канавки, снабженные уплотнительными кольцами и взаимодействующие с ответными кольцевыми выступами, выполненными на верхнем торце ротора и образующими кольцевые зазоры между дном канавок и торцами выступов,

- уплотнительный элемент выполнен в виде подвижных герметизирующих плашек, установленных в канале, выполненном в диаметральной плоскости ротора, и взаимодействующих со шток-поршнями гидроцилиндров, выполненных в диаметральной плоскости ротора с двух сторон параллельно каналу для размещения плашек,

- при этом в гидрораспределителе выполнены каналы для подачи жидкости от насоса в поршневую и штоковые полости гидроцилиндров,

- а плашки снабжены выступами разной длины, взаимодействующими при перемещении с гранями ведущей трубы и обеспечивающими поворот ротора для совпадения граней плашек с гранями ведущей трубы,

- причем величина зева между выступами плашек соответствует величине диаметра окружности, вписанной в сечение многоугольника ведущей бурильной трубы,

- опоры ротора установлены между крышками,

- а взаимодействующие между собой поверхности крышек и опор ротора выполнены в виде концентричных сфер.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 изображен продольный вертикальный разрез герметизатора устьевого роторного плашечного в положении пропуска ведущей трубы с переводником; на фиг.2 - вид Б со снятой верхней крышкой на фиг.1; на фиг.3 - сечение А-А на фиг.1; на фиг.4 - продольный вертикальный разрез герметизатора устьевого роторного плашечного, закрытого на ведущей трубе; на фиг.5 - положение плашек и выступов плашек в момент начала закрытия на ведущей трубе.

Герметизатор устьевой роторный плашечный содержит (фиг.1) корпус 1 с фланцем 2 и окнами 3 и 4, верхнюю 5 и нижнюю 6 крышки со сферическими поверхностями 7 и 8, ротор 9, размещенный в опорах 10 и 11 со сферическими поверхностями 12 и 13. Опоры 10 и 11 ротора 9 установлены между крышками 5 и 6 и взаимодействуют с подшипниками 14 и 15. Сферические поверхности 7, 8 и 12, 13 концентричны.

Ротор 9, вращающийся в опорах 10 и 11, содержит канал 16 для размещения плашек 17, гидроцилиндры 18 с шток-поршнями 19, каналы 20 и 21 для подачи рабочей жидкости в поршневую 22 и штоковую 23 полости и кольцевые выступы большего 24 и меньшего 25 диаметра на верхнем торце.

Кольцевые выступы 24 и 25 ротора 9 размещены в кольцевых канавках гидрораспределителя 26 с возможностью вращения и с образованием кольцевых зазоров большего 27 и меньшего 28 диаметра. Герметичность взаимодействующих поверхностей кольцевых выступов 24 и 25 и кольцевых канавок гидрораспределелителя 26 обеспечивается уплотнительными кольцами 29 различного диаметра.

Гидрораспределитель 26 содержит каналы 30 и 31 для подачи управляющей гидравлической жидкости в кольцевые зазоры 27 и 28, а также выступы 32 для взаимодействия со стенками окон 3.

Плашки 17, установленные в канале 16 ротора 9 (фиг.2), при перемещении, после соприкосновения торцев их противоположных выступов 33 и 34 друг с другом, герметизируют плоскими поверхностями граней 35 спускаемую через проходное отверстие 36 ротора 9 ведущую бурильную трубу 37 с нижним переводником 38. Это перемещение плашек 17 осуществляется шток-поршнями 19, с которыми плашки 17 соединены звеньями 39.

Взаимодействующие поверхности шток-поршней 19 (фиг.1), ротора 9, опоры 11, корпуса 1 и крышки 6 герметизируют уплотнительными кольцами 40 различного диаметра.

Канал 16 для размещения плашек 17 (фиг.3) выполнен в диаметральной плоскости ротора 9, а шток-поршни 19 гидроцилиндров 18 (фиг.2) размещены в диаметральной плоскости ротора 9 с двух сторон параллельно каналу 16 для размещения плашек 17. Плашки 17 имеют выступы разной длины: длинный 33 и меньший по длине 34, при совмещении которых плоские поверхности граней 35 образуют отверстие квадратного сечения. Размер зева между выступами 33 и 34 плашек 17 соответствует величине диаметра окружности, вписанной в сечение многоугольника ведущей бурильной трубы 37.

Заявляемый герметизатор устьевой роторный плашечный работает следующим образом (фиг.1).

Устройство герметично устанавливают на устье скважины (шпилечное соединение и посадочный фланец нижестоящего оборудования не показаны). Гидравлическим насосом (на чертеже не показан) подается рабочая жидкость через канал 31 гидрораспределителя 26, кольцевой зазор 28, канал 20 ротора 9 в поршневую полость 22 гидроцилиндров 18 для перемещения шток-поршней 19 и плашек 17, соединенных с шток-поршнями 19 звеньями 39, с целью открытия плашек 17 до полного освобождения проходного отверстия 36 ротора 9. Этим предотвращается износ плашек 17 спускаемым в скважину оборудованием. После открытия проходного отверстия 36 через него спускается на ведущей трубе 37 скважинная компоновка (на чертеже не показана) до момента захода нижнего переводника 38 под канал 16 размещения плашек 17. Затем гидравлическим насосом подается рабочая жидкость через канал 30 гидрораспределителя 26 (фиг.4), кольцевой зазор 27, канал 21 ротора 9 в штоковую полость 23 гидроцилиндров 18 для перемещения шток-поршней 19 и плашек 17, соединенных со шток-поршнями 19 звеньями 39, до контакта граней 35 плашек 17 с гранями ведущей трубы 37.

Благодаря тому, что уплотнительный элемент выполнен в виде подвижных герметизирующих плашек 17, повышается надежность работы устройства, поскольку будет отсутствовать износ плоских поверхностей граней 35 муфтами бурильных труб и спускаемым оборудованием при спускоподъемных операциях, исключается возможность потери герметичности в контакте герметизирующих плашек 17 с ведущей трубой 37 и, следовательно, повышается безопасность работы.

Если грани ведущей трубы 37 квадратного сечения в проходном отверстии 36 ротора 9 после спуска расположились не параллельно плоским поверхностям граней 35 (фиг.5), то плашки 17, перемещаясь, упираются более длинными выступами 33 в ведущую трубу 37 и создают крутящий момент, обеспечивающий поворот ротора 9 или самой ведущей бурильной трубы 37 до момента совпадения граней ведущей бурильной трубы 37 и граней 35 плашек 17, причем более короткий выступ 34 не будет помехой для осуществления поворота. После обеспечения параллельности граней 35 и граней ведущей трубы 37 плашки 17 при дальнейшем перемещении герметично смыкаются и прижимаются плоскими поверхностями граней 35 к стенкам ведущей трубы 37 квадратного сечения.

Таким образом, после спуска ведущей бурильной трубы 37 квадратного сечения в случае непараллельности ее граней и граней 35 плашек 17 исключается возможность появления негерметичности в контакте поверхностей граней 35 герметизирующих плашек 17 с поверхностями граней ведущей трубы 37 вследствие обеспечения их принудительного совпадения и, следовательно, повышается безопасность работы устройства.

После закрытия плашек 17 (фиг.4) начинают проведение работ с подачей бурового раствора вращением ведущей трубы 37 и одновременным ее вертикальным перемещением в сторону забоя скважины.

Вращение ведущей трубы 37 передается через поверхности граней 35 плашкам 17 и, далее, ротору 9. Гидрораспределитель 26 остается неподвижным (фиг.1), реактивный момент воспринимается выступами 32, упирающимися в стенки окон 3 корпуса 1. Кольцевые выступы 24 и 25 ротора 9 вращаются в кольцевых канавках гидрораспределителя 26. Нагрузки, возникающие при работе от усилий давления, воспринимаются упорными подшипниками 14, 15, опорами 10, 11 и крышками 5, 6.

В случае непараллельности оси скважины и оси спускаемой ведущей трубы 37, либо непрямолинейности последней, плашки 17, взаимодействуя поверхностями граней 35 с герметизируемой поверхностью ведущей трубы 37, будут смещаться ее изгибами и отклонениями и воздействовать на ротор 9, отклоняя его с опорами 10 и 11 по сферическим поверхностям 7 и 8 крышек 5 и 6, самоустанавливая взаимодействующие детали и обеспечивая тем самым параллельность и соосность вращающегося ротора 9 и его узлов оси спускаемой ведущей трубы 37. Благодаря этому исключаются или значительно снижаются циклические, на каждом обороте трубы 37, знакопеременные радиальные нагрузки на подшипники 14 и 15 и опоры 10 и 11 и обеспечивается параллельность герметизирующих поверхностей граней 35 плашек 17 и поверхности герметизируемой ведущей бурильной трубы 37, чем снижается интенсивность износа плашек и повышается ресурс их работы. Площадь взаимодействия в контакте плашек 17 с трубой 37 при этом достигает максимального значения, чем обеспечивается повышение герметичности и, следовательно, надежности работы заявляемого устройства.

При необходимости проведения спускоподъемных операций прекращают подачу бурового раствора и вращение ведущей трубы 37 и плашки 17 открываются подачей рабочей жидкости в поршневую полость 22.

При необходимости замены плашек 17 в процессе проведения работ звенья 39 (фиг.1) устанавливаются поворотом ротора 9 в периметре окон 4, подачей рабочей жидкости открывается герметизатор. После снятия звеньев 39 плашки 17 демонтируются из канала 16 ротора 9. Новые плашки устанавливаются в обратной последовательности.

Операция замены уплотнительного элемента, выполненного в виде плашек 17, не требует разборки герметизатора, тем самым обеспечивается удобство эксплуатации и обслуживания при эксплуатации заявляемого устройства.

Таким образом, использование заявляемого герметизатора обеспечивает удобство эксплуатации и обслуживания при эксплуатации, повышение надежности и безопасности работы, а также расширение эксплуатационных возможностей по сравнению с аналогом и прототипом.

Герметизатор устьевой роторный плашечный, содержащий полый цилиндрический корпус с фланцем и верхней крышкой, ротор с верхней и нижней опорами, установленный с возможностью вращения в корпусе, и уплотнительный элемент ведущей бурильной трубы, соединенный с ротором, отличающийся тем, что дополнительно снабжен нижней крышкой, связанной с корпусом, установленным между ротором и верхней опорой гидрораспределителем, на нижнем торце которого выполнены кольцевые канавки, снабженные уплотнительными кольцами и взаимодействующие с ответными кольцевыми выступами, выполненными на верхнем торце ротора и образующими кольцевые зазоры между дном канавок и торцами выступов, уплотнительный элемент выполнен в виде подвижных герметизирующих плашек, установленных в канале, выполненном в диаметральной плоскости ротора, и взаимодействующих со шток-поршнями гидроцилиндров, выполненных в диаметральной плоскости ротора с двух сторон параллельно каналу для размещения плашек, при этом в гидрораспределителе выполнены каналы для подачи жидкости от насоса в поршневую и штоковые полости гидроцилиндров, а плашки снабжены выступами разной длины, взаимодействующими при перемещении с гранями ведущей трубы и обеспечивающими поворот ротора для совпадения граней плашек с гранями ведущей трубы, причем величина зева между выступами плашек соответствует величине диаметра окружности, вписанной в сечение многоугольника ведущей бурильной трубы, опоры ротора установлены между крышками, а взаимодействующие между собой поверхности крышек и опор ротора выполнены в виде концентричных сфер.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметизации устья скважины во время спуска и подъема под давлением колонн труб при бурении, испытании, освоении и капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.

Изобретение относится к устройствам (лубрикаторам), обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для определения герметичности установленного на устье скважины противовыбросового оборудования.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к техническим средствам, обеспечивающим герметизацию гибкого элемента в скважинном лубрикаторе за счет принудительной подачи уплотняющей смазки в уплотнительное устройство лубрикатора при проведении геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для ликвидации аварий, возникающих на месторождениях, расположенных под водой. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при ликвидации аварий, возникающих на нефтегазовых месторождениях, расположенных под водой.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтегазодобывающей промышленности Герметичный ввод силового кабеля и дополнительного кабеля в скважину, в составе с трубной головкой, с одним узлом ввода, по варианту 1, содержит корпус, гайку, уплотнительную эластичную втулку; часть внутренней поверхности корпуса которого выполнена конусной.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к оборудованию устья скважины с параллельной подвеской труб

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к оборудованию устья скважины с параллельной подвеской труб

Изобретение относится к арматуростроению, в частности к запорным устройствам, и предназначено для герметизации устья фонтанных скважин. Фонтанная арматура содержит трубную головку и елку с центральной стволовой частью. Последняя включает последовательно расположенные два запорных устройства и вентиль с манометром. Между запорными устройствами установлен тройник. Боковой отвод тройника снабжен контрольной задвижкой, термокарманом, задвижкой-дросселем, после которой последовательно установлены рабочая задвижка и дроссель, в совокупности образующие основной отвод для отбора скважинного флюида и второй запасной отвод через дроссельный выход задвижки-дросселя для временного отбора продукции в период ремонта основного. Изобретение имеет при одинаковых эксплуатационных показателя, наименьшие габариты боковых отводов и металлоемкость. 1 ил.

Изобретение относится к устьевой арматуре и может быть использовано при добыче метана из угольных пластов. Устьевая арматура для метаноугольных скважин включает корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб. Два канала сообщения с межтрубным пространством, вентили, регулируемые дроссели. Дополнительно содержит канал сообщения линии воды с линией газа. Корпус оснащен резьбовым соединением с колонной головкой, а вентили выполнены с установленными на них манометрами. Технический результат заключается в облегчении обслуживания и эксплуатации метаноугольных скважин, в том числе и при низких температурах, снижение металлоемкости. 1 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для герметизации и разобщения межколонного пространства на устье скважины. Устройство включает корпус с фланцем, внутренней кольцевой расточкой в верхней части, центральным осевым и радиальными каналами под боковые патрубки. В нижней части корпуса выполнена наружная присоединительная резьба для взаимодействия с муфтой обсадной колонны. В муфте обсадной колонны, с опорой на торец обсадной трубы, размещено опорное кольцо. Центратор в виде втулки со ступенчатой наружной и цилиндрической внутренней поверхностями, а также со сквозными осевыми каналами размещен на опорном кольце соосно с ним. Герметизирующий узел размещен во внутренней кольцевой расточке корпуса с возможностью поджатия кольцевым выступом крышки с фланцем, ответным фланцу корпуса. Распорные клинья установлены на срезных элементах в продольных клиновидных пазах. Пазы выполнены на внутренней цилиндрической поверхности центратора. Клинья равномерно расположены по окружности с возможностью осевого и радиального перемещения относительно центратора при взаимодействии с нижним торцом муфты эксплуатационной колонны. Технический результат заключается в повышении надежности герметизации межколонного пространства на устье скважины за счет улучшения качества центрирования эксплуатационной колонны в корпусе устройства. 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к резьбовым соединениям труб. Соединение содержит охватываемый и охватывающий элементы, на концах которых на наружной и внутренней поверхностях, соответственно, выполнены упорные трапецеидальные резьбы с конусностью 1:16, углом наклона опорной грани профиля витка 2-4° к нормали осевой линии резьбы и углом наклона закладной грани профиля витка 9-11° к нормали осевой линии резьбы. Соединение выполнено с внутренним герметизирующим узлом, образуемым контактирующими между собой упорными торцевыми поверхностями, расположенными перпендикулярно к осевой линии резьбы. Длина упорного торца охватываемого элемента составляет 6,9-100,3 мм. Описан вариант выполнения соединения. Изобретение обеспечивает герметичность соединения при воздействии значительных разнонаправленных нагрузок и износостойкость соединения. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к резьбовым соединениям труб. Соединение содержит ниппель и муфту, на концах которых на наружной и внутренней поверхностях соответственно выполнены треугольные конические резьбы с конусностью 1:8 и шагом резьбы 8,467±0,05 мм. Профиль витка резьб ниппеля и муфты имеет угол наклона опорной грани 20-30° и угол наклона закладной грани 35-44°. Впадина профиля витка резьбы выполнена в виде дуги эллипса, описанного уравнением x 2 a 2 + y 2 b 2 = 1, где а - большая полуось эллипса, b - малая полуось эллипса. Большая полуось эллипса параллельна оси конусности резьбы, а эллипс является касательным к опорной и закладной граням профиля витка резьбы. Вершина профиля витка резьбы срезана по отношению к исходному треугольнику резьбы, причем ширина среза составляет 2,3 мм. Соединение содержит внутренний и наружный упорные узлы, при этом упорные торцы ниппеля и муфты выполнены равной длины. Достигается возможность передачи соединением высокого крутящего момента, повышение усталостной прочности и износостойкости соединения при его многократном свинчивании-развинчивании. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к барьерному уплотнению и оборудованию устья скважины, включающему данное барьерное уплотнение. Оборудование устья скважины содержит выпускную трубу, оснащенную контрольно-измерительным оборудованием колонны, содержащую первый патрубок, образующий уплотняющий профиль, второй патрубок, образующий уплотняющий профиль, барьерное уплотнение, расположенное между первым патрубком и вторым патрубком и содержащее перегородку, имеющую первый конец, второй конец и поверхность, проходящую между первым концом и вторым концом, и ребро, проходящее радиально наружу от поверхности перегородки и образующее первый уплотняющий профиль, проходящий от первой стороны ребра, и второй уплотняющий профиль, проходящий от второй стороны ребра, и хомут, находящийся в зацеплении с первым патрубком и вторым патрубком для отклонения первого уплотняющего профиля в уплотненное зацепление с уплотняющим профилем первого патрубка и для отклонения второго уплотняющего профиля в уплотненное зацепление с уплотняющим профилем второго патрубка. Ребро образует множество расположенных на одной линии отверстий. Технический результат - повышение техники безопасности с целью предотвращения миграции скважинных текучих сред, а также повышение эффективности монтажа оборудования. 6 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к подводным устьевым устройствам, обеспечивающим проведение потока углеводородов из нефтяной и/или газовой скважины. Техническим результатом является снижение требований к подводному устьевому оборудованию в отношении стойкости к механическим воздействиям в сочетании с повышенными температурами, исключая тем самым использование дорогостоящих компонентов. Подводное устьевое устройство имеет внутренний канал для проведения добываемых углеводородов, впускное окно и выпускное окно. Впускное и выпускное окна расположены соответственно на концах впускного канала и выпускного канала и предназначены для присоединения к охлаждающей текучей среде. При этом указанные впускной и выпускной каналы проходят в указанное устройство к участку, пригодному для охлаждения компонентов, нагреваемых теплым потоком углеводородов. 1 з.п ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений. Техническим результатом является сокращение продолжительности работ по переобвязке устья самозадавливающейся газовой скважины за счет использования элементов демонтированного ранее установленного на скважине устьевого оборудования. Способ переобвязки устья самозадавливающейся газовой скважины включает демонтаж с устья скважины старой фонтанной арматуры и монтаж новой фонтанной арматуры. С устья скважины демонтируют коренную и надкоренную задвижки, крестовину фонтанной елки с четырьмя струнными задвижками и двумя угловыми штуцерами и буферную задвижку. На устье оставляют старую трубную головку, на которой монтируют ранее демонтированную крестовину фонтанной елки с двумя струнными задвижками. Затем на крестовине монтируют новую переводную катушку, в которой подвешивают центральную лифтовую колонну, спускаемую во внутреннюю полость основной лифтовой колонны. После этого на новой переводной катушке размещают новую центральную стволовую задвижку меньшего диаметра, на которой размещают новую верхнюю крестовину меньшего размера с двумя новыми меньшего диаметра верхними струнными задвижками. Затем на новой верхней крестовине размещают новую буферную задвижку меньшего диаметра. 2 ил.
Наверх