Оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб



Оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб
Оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб
Оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб

 


Владельцы патента RU 2485281:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к оборудованию устья скважины с параллельной подвеской труб. Включает колонный фланец, трубодержатель первого ряда труб с уплотнительным ниппелем, установленный с возможностью ограниченного продольного перемещения вверх, трубодержатель второго ряда труб с боковыми каналами, сообщенными с соответствующими трубами. Колонный фланец оснащен снаружи одним или несколькими отводами, сообщенными с внутренним пространством фланца, и выполнен с возможностью взаимодействия с трубодержателем первого ряда, который оснащен проходящими сверху вниз наружными выборками для сообщения отводов со скважиной и прохода второй колонны труб. Трубодержатель второго ряда труб снабжен продольным отверстием с пробкой, не сообщающимся с трубами, при этом трубодержатель первого ряда труб оснащен каналом для сообщения этого отверстия со скважиной. Трубодержатели первого и/или второго ряда труб снизу оснащены технологическими переходниками. Достигается упрощение конструкции, уменьшение количества технологических операций при спускоподъемных работах с трубами, повышается надежность. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.

Известна устьевая двухствольная арматура, включающая трубодержатель первого ряда труб, выполненный в виде диска с отверстиями для крепления к устью скважины, с двумя каналами, один из которых оснащен верхней и нижней резьбами, и трубодержатель второго ряда труб с верхней и нижней резьбами, выполненный в виде полой втулки с возможностью герметичной фиксации непосредственно во втором канале трубодержателя первого ряда труб, при этом по крайней мере одна из осей верхних резьб трубодержателей смещена или отклонена относительно соответствующей оси нижней резьбы во внешнюю сторону и на трубодержателе первого ряда труб сверху по периметру выполнены выборки над частью отверстий (патент РФ №2305747, МПК Е21 В 33/03, опубл. 10.09.2007, бюл. №25).

Однако известное устройство имеет следующие недостатки:

во-первых, для практического использования устройства его необходимо дополнительно оснастить отводами, запорными устройствами и одним или несколькими устьевыми сальниками - «елкой», что достаточно сложно и трудоемко из-за необходимости поочередной последовательной сборки вышеназванных элементов елки для каждого ряда труб в связи с малым межосевым расстоянием, а также ведет к чрезмерному увеличению высоты арматуры, что, в свою очередь, ведет к сложностям и небезопасности обслуживания арматуры, сложностям при монтаже наземного оборудования (станков-качалок);

во-вторых, арматура с использованием устройства, включающая тройники, сальники и запорные устройства, имеет недостаточную надежность из-за большого количества соединений, работающих под давлением;

в-третьих, монтаж устройства на скважинах с большой вероятностью выбросов скважинной среды невозможно осуществить из-за невозможности установки противовыбросового оборудования при спуске второго ряда труб без специальных переводников, причем их использование усложняет процесс монтажа.

Наиболее близким по техническому решению является оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб, включающее трубодержатель первого ряда труб, трубодержатель второго ряда труб с фланцами, катушку с фланцами, уплотнительный ниппель, при этом с целью осуществления возможности подвески всех возможных сочетаний труб без изгиба их верхний фланец катушки размещен эксцентрично относительно оси катушки, а нижний фланец трубодержателя второго ряда труб эксцентрично относительно оси трубодержателя второго ряда труб (а.с. СССР №375369, МПК Е21 В 33/03, опубл. 23.03.1973, бюл. №16).

Недостатками известного технического решения являются наличие катушки, приводящее к дополнительным затратам времени на ее монтаж, снижению надежности устьевого оборудования в общем из-за лишних соединений, работающих под давлением, и отсутствие каналов для сообщения с внутрискважинным пространством, что ограничивает эксплуатационные возможности оборудования (спуск глубинных приборов в скважину, определение уровня скважинной среды в скважине и др.) или требует дополнительного оснащения устройством для сообщения с внутрискважинным пространством, что, в свою очередь, приводит к дополнительному снижению надежности, увеличивает габариты и металлоемкость.

Известные решения имеют большую металлоемкость и габариты, особенно высоту, сложны в изготовлении и не в полной мере решают поставленные задачи.

Техническими задачами изобретения являются снижение материальных затрат за счет упрощения изготовления оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб, уменьшения количества технологических операций при спускоподъемных работах с трубами, расширение эксплуатационных возможностей оборудования за счет обеспечения безопасного спуска параллельных колонн труб на скважинах с большой вероятностью выбросов скважинной среды и повышение ее надежности за счет упрощения конструкции, сокращения количества соединений, работающих под давлением, при одновременном снижении металлоемкости и габаритных размеров.

Поставленная задача решается оборудованием устья скважины с параллельной подвеской труб, включающим колонный фланец, трубодержатель первого ряда труб с уплотнительным ниппелем, установленный с возможностью ограниченного продольного перемещения вверх, трубодержатель второго ряда труб с боковыми каналами, сообщенными с соответствующими трубами.

Новым является то, что колонный фланец оснащен снаружи одним или несколькими отводами, сообщенными с внутренним пространством фланца, и выполнен с возможностью взаимодействия с трубодержателем первого ряда, который оснащен проходящими сверху вниз наружными выборками для сообщения отводов со скважиной и прохода второй колонны труб.

Новым является также то, что трубодержатель второго ряда труб снабжен продольным отверстием с пробкой, не сообщающимся с трубами, при этом трубодержатель первого ряда труб оснащен каналом для сообщения этого отверстия со скважиной.

Новым является также то, что трубодержатели первого и/или второго ряда труб снизу оснащены технологическими переходниками.

На фиг.1 изображена схема оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб; на фиг.2 - разрез А-А; на фиг.3 - разрез Б-Б.

Оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб включает колонный фланец 1 (фиг.1), трубодержатель первого ряда труб 2 с уплотнительным ниппелем 3, установленный с возможностью ограниченного трубодержателем второго ряда труб 4 продольного перемещения вверх, трубодержатель второго ряда труб 4 с боковыми каналами 5, сообщенными с соответствующими трубами 6 и 7. Колонный фланец 1 (фиг.2) оснащен снаружи одним или несколькими отводами 8, сообщенными с внутренним пространством 9 фланца 1, и выполнен с возможностью взаимодействия с трубодержателем первого ряда 2 (фиг.3), который оснащен проходящими сверху вниз наружными выборками 10 и 11 для сообщения отводов 8 со скважиной 12 (фиг.1) и наружной выборкой 13 (фиг.3) для прохода второй колонны труб 7 (фиг.1).

Трубодержатель второго ряда труб 4 (фиг.2) может быть снабжен продольным отверстием 14 с пробкой 15, не сообщающимся с трубами 6 (фиг.1) и 7, при этом трубодержатель первого ряда труб 2 оснащен каналом 16 (фиг.2) для сообщения отверстия 14 со скважиной 12. Канал может быть выполнен как отдельно, так и совмещенным с одной из выборок 10 (фиг.3) или 11 трубодержателя первого ряда труб 2, сообщенных с отводом 8 колонного фланца 1. На фиг.2 и 3 представлен вариант совмещенного канала 16 с выборкой 10, т.е. канал расположен в выборке 10, сообщенной с отводом 8 колонного фланца 1.

Первый 6 (фиг.1) и второй 7 ряды труб присоединяют непосредственно к трубодержателям первого 2 и второго 4 рядов труб соответственно. В зависимости от размера резьбы труб первого 6 и второго 7 рядов, а также от способа монтажа используемого скважинного оборудования для фиксации низа труб (не показано), например необходимости натяжения одного или обоих рядов труб для посадки пакера, трубодержатели первого 2 и/или второго 4 ряда труб снизу могут быть оснащены технологическими переходниками 17 и 18 соответственно с ниппельной и муфтовой резьбами.

Работа устройства осуществляется следующим образом.

На устье скважины 12 (фиг.1) монтируют колонный фланец 1. Один из отводов 8 (фиг.3) колонного фланца 1 присоединяют к наземному трубопроводу системы сбора скважинной продукции (на фигурах не показан) для отвода скважинной среды в случае выброса или фонтанирования. Непосредственно на колонный фланец 1 (фиг.1) герметично через уплотнительную прокладку 19 устанавливают превентор (на фигурах не показан) и закрепляют шпилечными соединениями 20. В скважину спускают первый ряд труб 6 со скважинным оборудованием для герметичной фиксации низа труб, например с пакером, и другим оборудованием (на фигурах не показаны). После посадки пакера на необходимой глубине первый ряд труб 6 подвешивают за верхнюю муфту (на фигурах не показана), используя элеватор (на фигурах не показан). К муфте присоединяют трубодержатель первого ряда труб 2 с завернутым к нижней резьбе сквозного канала 21 подгоночным патрубком (на фигурах не показан) и устанавливают трубодержатель 2 в колонный фланец 1, предварительно убрав элеватор. В случае использования первого ряда труб 6 с резьбой, отличной от резьбы в канале 21 трубодержателя первого ряда труб 2, или при необходимости натяжения первого ряда труб 6 используют технологический переходник 17. В этих случаях на верхнюю часть первого ряда труб 6 наворачивают муфтовой резьбой технологический переходник 17. После посадки пакера на необходимой глубине первый ряд труб 6 подвешивают в натянутом состоянии за переходник 17 на колонном фланце 1, используя элеватор, предварительно сняв превентор. К переходнику 17 присоединяют трубодержатель первого ряда труб 2 нижней резьбой сквозного канала 21, затем снимают элеватор и устанавливают трубодержатель в колонный фланец 1. Заново устанавливают превентор на колонный фланец 1. Спускают второй ряд труб 7 со скважинным оборудованием для фиксации низа труб и другим оборудованием (на фигурах не показан). После фиксации низа второго ряда труб 7 на необходимой глубине второй ряд труб 7 подвешивают за верхнюю муфту (на фигурах не показана), используя элеватор. Убирают превентор. Присоединяют уплотнительный ниппель 3 к верхней резьбе сквозного канала 21 трубодержателя первого ряда труб 2. К муфте присоединяют трубодержатель второго ряда труб 4 с завернутым к нижней резьбе сквозного канала 22 подгоночным патрубком (на фигурах не показан) и устанавливают трубодержатель 4 в колонный фланец 1, предварительно убрав элеватор, совместив соответствующий канал 23 трубодержателя второго ряда труб 4 с уплотнительным ниппелем 3, и закрепляют шпилечными соединениями 20. В случае использования второго ряда труб 7 с резьбой, отличной от резьбы в канале 22 трубодержателя второго ряда труб 4, или при необходимости натяжения второго ряда труб 7 используют технологический переходник 18. В этих случаях на верхнюю часть второго ряда труб 7 наворачивают муфтовой резьбой переходник 18. После спуска и фиксации второго ряда труб 7 его подвешивают в натянутом состоянии за переходник 18 на колонном фланце 1 с помощью элеватора, предварительно сняв превентор. Присоединяют уплотнительный ниппель 3 к верхней резьбе сквозного канала 21 трубодержателя первого ряда труб 2 и трубодержатель второго ряда труб 4 нижней присоединительной частью сквозного канала 22 к переходнику 18 второго ряда труб 7. Герметично через уплотнительную прокладку 19 устанавливают трубодержатель второго ряда труб 4 на колонный фланец 1, совместив соответствующий канал 23 трубодержателя второго ряда труб 4 с уплотнительным ниппелем 3, и закрепляют шпилечными соединениями 20.

При необходимости периодического спуска глубинных приборов, например манометра, термометра и др. (на фигурах не показаны), в скважину 12 (фиг.2) трубодержатель второго ряда труб 4 снабжают продольным отверстием 14, герметично закрытым пробкой 15 для исключения выхода скважинной среды и загрязнения атмосферы, и трубодержатель первого ряда труб 2 - каналом 16.

Для сброса давления внутри оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб, например для ремонта оборудования, используют один из отводов 8 (фиг.2), сообщенных с внутренним пространством 9 колонного фланца 1 и выборками 10 (фиг.3) или 11 трубодержателя первого ряда труб 2, а другой используют для определения уровня среды в скважине, присоединив к нему прибор, например эхолот (на фигуре не показан).

Для облегчения процесса спуска и подъема второго ряда труб 7 (фиг.1) трубодержатель первого ряда труб 2 оснащают каналом для спуска второго ряда труб 7 в виде наружной выборки 13 (фиг.3), что позволяет сделать наибольший зазор для второго ряда труб 7, а также позволяет монтировать трубодержатель 2 без привлечения грузоподъемных механизмов из-за его небольшого веса, полученного оснащением выборками.

С целью максимального снижения высоты оборудования боковые каналы 5 (фиг.1) трубодержателя второго ряда труб 4 расположены на одном горизонтальном уровне, что приводит к снижению затрат на обустройство устья скважины и облегчит обслуживание наземного оборудования из-за расположения наземных трубопроводов также на одном уровне.

Предложенное техническое решение позволяет установить непосредственно на колонный фланец 1 (фиг.1) превентор при спускоподъемных операциях с первым 6 и вторым 7 рядами труб, что позволяет уменьшить выбросы скважинной среды из скважины 12 за счет оперативного перекрытия превентором устья скважины и отвода скважинной среды в случае выброса или фонтанирования, обезопасить и облегчить работу обслуживающего персонала.

Предложенное решение позволяет производить одновременную добычу и раздельный подъем скважинной среды из обоих объектов скважины через оба ряда труб 6 и 7 (фиг.1), добычу скважинной среды из одного объекта скважины через один ряд труб 6 или 7 и закачку различных сред, например пластовой воды, через другой ряд труб 7 или 6 в другой объект скважины, а также одновременную и раздельную закачку через оба ряда труб 6 и 7 в оба объекта скважины.

В зависимости от способа эксплуатации скважины различается оснащение трубодержателя второго ряда труб 4 (фиг.1). Так, в случае добычи из обоих объектов на трубах первого 6 и второго 7 ряда спускают скважинное оборудование установок штангового глубинного насоса (на фигурах не показан), поэтому на трубодержатель второго ряда труб 4 с верхнего торца к каналам 22 и 23 присоединяют устьевые сальники для уплотнения штоков установок (на фигурах не показаны). В случае закачки в оба объекта на трубодержатель второго ряда труб 4 с верхнего торца к каналам 22 и 23 присоединяют запорные устройства (на фигурах не показаны) для использования лубрикатора (на фигурах не показан), применяемого для исследований внутри рядов труб 6 и 7 при работающей скважине, например спуска глубинного расходомера и др. (на фигурах не показаны). В случае добычи с одного объекта и закачки в другой к одному каналу 22 или 23 трубодержателя 4 присоединяют устьевой сальник, а к другому 23 или 22 - запорное устройство.

Спроектированное на основе предлагаемого технического решения оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб для оснащения скважины, например, с условным диаметром эксплуатационной колонны 168 мм позволяет спустить в скважину и параллельно расположить в ней два ряда труб с условным диаметром 60 мм. Высота арматуры с установленными сальниками для герметизации штоков установок глубинных штанговых насосов составила не более 1100 мм, что в 1,8 раз меньше, чем у аналога (патент РФ №2305747).

Благодаря использованию предлагаемого устройства снижаются материальные затраты за счет упрощения изготовления оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб, уменьшения количества технологических операций при спускоподъемных работах с трубами, расширяются эксплуатационные возможности оборудования за счет обеспечения безопасного спуска параллельных колонн труб на скважинах с большой вероятностью выбросов скважинной среды и повышается ее надежность за счет упрощения конструкции, сокращения количества соединений, работающих под давлением, при одновременном снижении металлоемкости и габаритных размеров.

1. Оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб, включающее колонный фланец, трубодержатель первого ряда труб с уплотнительным ниппелем, установленный с возможностью ограниченного продольного перемещения вверх, трубодержатель второго ряда труб с боковыми каналами, сообщенными с соответствующими трубами, отличающееся тем, что колонный фланец оснащен снаружи одним или несколькими отводами, сообщенными с внутренним пространством фланца, и выполнен с возможностью взаимодействия с трубодержателем первого ряда, который оснащен проходящими сверху вниз наружными выборками для сообщения отводов со скважиной и прохода второй колонны труб.

2. Оборудование устья скважины по п.1, отличающееся тем, что трубодержатель второго ряда снабжен продольным отверстием с пробкой, не сообщающимся с трубами, при этом трубодержатель первого ряда оснащен каналом для сообщения этого отверстия со скважиной.

3. Оборудование устья скважины по п.1, отличающееся тем, что трубодержатели первого и/или второго ряда труб снизу оснащены технологическими переходниками.

4. Оборудование устья скважины по п.2, отличающееся тем, что трубодержатели первого и/или второго ряда труб снизу оснащены технологическими переходниками.



 

Похожие патенты:

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

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.

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 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.

Изобретение относится к испытанию нефтяных и газовых скважин в процессе бурения трубными испытателями пластов, в частности, к устьевым головкам. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей, безопасность эксплуатации и упрощенное и более эффективное дистанционное управление. Устьевая головка содержит корпусы со сквозным проходным каналом для спуска геофизических приборов на кабеле. При этом корпус установлен ниже крестовины и состоит из трех частей (корпусов), образующих сквозной канал из сообщающихся между собой «верхней», «средней» и «нижней» полостей. В полостях корпуса установлены соответственно съемный автоматический обратный клапан, шаровой затвор и клапан-пускатель. Подшипниковое устройство устьевой головки дополнительно оснащено свободно вращающимся полым штоком с переходником на нижнем конце и датчиком давления. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала. Предложен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или циркуляционными клапанами, предназначенными для компрессорной эксплуатации с разобщением пакером НКТ и затрубного пространства. При этом башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации. Пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры. Устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер. Предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству. Линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине. Для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры. Для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры. Для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх