Устьевая арматура для метаноугольных скважин


 


Владельцы патента RU 2498046:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" (RU)

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 арматуростроению, в частности к устьевой арматуре, и может быть использовано при добыче метана из угольных пластов.

Известна схема фонтанной арматуры для газовых скважин (ГОСТ 13846-89. Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции), содержащая корпус трубной головки с двумя боковыми отводами.

Однако арматуру, выполненную по такой схеме, невозможно использовать при низких температурах из-за ее незащищенности от промерзания, а также фонтанная арматура для газовых скважин имеет большие габариты по высоте, что делает неудобным ее обслуживание и эксплуатацию.

Известна арматура устья скважины (Патент РФ №2168605, МПК Е21В 33/03, опубл. 10.06.2001), содержащая корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб, канал сообщения, с межтрубным пространством, запорные органы, установленные в упомянутых каналах сообщения.

Однако данная конструкция не имеет дублирующего канала сообщения с межтрубным пространством кабельного ввода и ее эксплуатация возможна лишь при добыче нефти, а также арматура устья скважины незащищена от промерзания и обладает излишней металлоемкостью за счет крепления к колонной головке с помощью фланцевого соединения.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является арматура фонтанная горизонтальная (Патент РФ №2339788, МПК Е21В 33/03, опубл. 2008.11.27), содержащая корпус трубной головки с двумя каналами сообщения с межтрубным пространством, канал сообщения с полостью насосно-компрессорных труб, задвижки, регулируемые дроссели.

Однако данная конструкция обладает излишней металлоемкостью за счет крепления к колонной головке с помощью фланцевого соединения, кроме того при добыче метана угольных пластов закачка метанола по дублирующему каналу сообщения с насосно-компрессорными трубами не требуется, за счет больших габаритных размеров по высоте усложняется обслуживание и эксплуатация, а также арматура фонтанная горизонтальная незащищена от промерзания.

Техническим результатом изобретения является облегчение обслуживания и эксплуатации метаноугольных скважин, в том числе и при низких температурах, снижение металлоемкости.

Указанный технический результат достигается тем, что в устьевой арматуре для метаноугольных скважин, включающей корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб, двумя каналами сообщения с межтрубным пространством, вентили, регулируемые дроссели, согласно изобретению она дополнительно содержит канал сообщения линии воды с линией газа, корпус оснащен резьбовым соединением с колонной головкой, а вентили выполнены с установленными на них манометрами.

Изобретение поясняется чертежом, где показан общий вид устьевой арматуры для метаноугольных скважин.

Устьевая арматура для метаноугольных скважин включает корпус 1 с каналом сообщения 2 с полостью насосно-компрессорных труб, двумя каналами сообщения 3 и 4 с межтрубным пространством, канал сообщения 5 линии воды 6 с линией газа 7, кабельный ввод 8 для кабеля системы погружной телеметрии. Сферические краны 9 установлены в каналах сообщения 2, 3, 4, 5, регулируемые дроссели 10 установлены на линии воды 6 и линии газа 7, заглушки на быстроразъемных соединениях 11, вентили 12 с возможностью установки на них датчиков давления, манометры 13. Корпус 1 устанавливают на колонную головку посредством резьбового соединения 14.

Вода по каналу сообщения 2 с полостью насосно-компрессорных труб поступает через сферический кран 9 в линию воды 6, где происходит регулировка потока регулируемым дросселем 10. Газ по каналам сообщения 3 и 4 с межтрубным пространством поступает через сферический кран 9 в линию газа 7, где происходит регулировка потока регулируемым дросселем 10. Канал сообщения 4 с межтрубным пространством является резервным и служит для измерения уровня жидкости в скважине скважинным уровнемером.

Для удаленного контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрены вентили 12, выполненные с установленными на них манометрами 13.

Для облегчения использования скважины при низких температурах предусмотрен канал сообщения 5 линии воды 6 с линией газа 7, позволяющий произвести прочистку линии воды 6 потоком газа при промерзании.

Для управления потоком воды и газа нет необходимости в использовании специальных площадок обслуживания. Для этого используют регулируемые дроссели и сферические краны, что облегчает обслуживание и эксплуатацию арматуры.

Таким образом, устьевая арматура для метаноугольных скважин позволяет облегчить обслуживание и эксплуатацию за счет уменьшения габаритных размеров по высоте, осуществления способа удаленного контроля давления газа в межтрубном пространстве, уменьшить общую металлоемкость за счет установки корпуса на колонную головку посредством резьбового соединения, облегчить использование скважины при низких температурах за счет канала сообщения линии воды с линией газа, позволяющий произвести прочистку линии воды потоком газа при промерзании.

Устьевая арматура для метаноугольных скважин, включающая корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб, двумя каналами сообщения с межтрубным пространством, вентили, регулируемые дроссели, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит канал сообщения линии воды с линией газа, корпус оснащен резьбовым соединением с колонной головкой, а вентили выполнены с установленными на них манометрами.



 

Похожие патенты:

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.

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 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 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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устьевому оборудованию. Техническим результатом является надёжная герметизация пространства между кондуктором и промежуточной колонной, сокращение сроков переоборудования устья действующих скважин, возможность установки герметизатора при эксцентричном расположении колонн, исключение операции по нарезанию резьб и огневых работ при установке герметизатора. Герметизатор включает устанавливаемый на торце кондуктора с охватом части длины промежуточной колонны, эксцентрично расположенной в кондукторе, разъемный цилиндрический корпус, состоящий из двух полукорпусов, соединенных между собой встык и загерметизированных напряженно-деформированными медьсодержащими прокладками. Плоскость стыков полукорпусов перпендикулярна направлению эксцентриситета кондуктора и промежуточной колонны. На нижнем торце каждого полукорпуса приварена полупланшайба с кольцевой канавкой специальной конфигурации на ее нижней торцевой поверхности под разрезное уплотнительное кольцо, выполненное из мягкого металла. Кольцевая канавка проточена с учетом максимальной толщины стенки кондуктора и максимального эксцентриситета кондуктора и промежуточной колонны. В верхней части на наружной боковой поверхности каждого полукорпуса приварен полуфланец. Между полуфланцами и полупланшайбами приварены стяжные планки с косынками, а под полупланшайбами - стяжные планки с пластинами. Все стяжные планки имеют стяжные отверстия под шпильки с гайками, а в один из полукорпусов вварен патрубок. В средней части на внутренней боковой поверхности каждого полукорпуса приварено полукольцо, верхняя торцевая поверхность которого выполнена конусной. Над полукольцами установлены самоуплотняющиеся конусные кольца, выполненные из эластичного материала и разрезанные по всей высоте. Над самоуплотняющимися конусными кольцами установлена разъемная грундбукса, половинки которой зафиксированы зацепами. Нижняя торцевая поверхность разъемной грундбуксы выполнена конусной, а угол наклона φ ее торцевой поверхности к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства. Верхние торцевые поверхности полуколец и самоуплотняющиеся конусные кольца имеют конусность, соответствующую конусности нижней торцевой поверхности разъемной грундбуксы. В верхней части разъемной грундбуксы и в полуфланцах выполнены сквозные отверстия под упорные шпильки с гайками, установленными над разъемной грундбуксой и полуфланцами. Над разъемной грундбуксой установлена разъемная упорная втулка с резьбовыми отверстиями, выполненными на нижней торцевой поверхности. Разъемная упорная втулка в верхней части состыкована в единую деталь фиксирующими вкладышами, места стыков которых перпендикулярны местам стыков разъемной упорной втулки. На внутреннюю боковую поверхность разъемной упорной втулки, выполненную конусно, опираются плашки. 3 ил.

Группа изобретений относится к технике и технологии опрессовки превентора на скважине и герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, на скважинах, оборудованных погружными электрическими центробежными насосами (ЭЦН). Способ опрессовки превентора на скважине включает монтаж превентора с трубными плашками, монтаж пакера устьевого - универсального в присоединительную муфту колонны насосно-компрессорных труб. Пакер содержит полый ствол и установленный поверх него корпус. Наружный диаметр корпуса соответствует наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана и проходному отверстию трубных плашек превентора. На поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен силовой кабель. Ствол имеет резьбовые соединения по обоим концам. На стволе размещен съемный центратор. Под центратором сохраняется открытая полость для вводы и/или протаскивания кабеля. С наружной части центратора выполнены продольные каналы и/или сквозные отверстия для прохода жидкости. В верхней части полости центратора выполнен радиальный паз с уплотнительным элементом. В него устанавливается нижняя торцевая часть корпуса. Съемный радиальный корпус содержит муфту с вырезом для кабеля. На корпусе размещены глухая опорная и прижимная тарелки. Тарелки выполнены радиальной и/или цилиндрической формы, имеют с одной торцевой части горизонтальную плоскость, а с другой стороны - форму конуса или бутылочного горла. Внутренний проходной диаметр тарелок соответствует наружному диаметру корпуса. Опорные тарелки имеют возможность радиального вращения и осевого перемещения вверх относительно корпуса. Перемещение прижимной тарелки ограничено буртом. Изобретение обеспечивает повышение надежности герметизации устья скважины. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 9 ил.
Наверх