Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины



Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины
Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины
Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины
Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины

 


Владельцы патента RU 2502859:

Макеева Наталья Ивановна (RU)

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.

 

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для герметизации и разобщения межколонного пространства на устье скважины.

Известна колонная головка, включающее цилиндрический корпус с боковыми патрубками, в котором размещен уплотнительный узел в виде упругой манжеты, установленной между верхней и нижней грундбуксами, упорное кольцо и центратор, выполненный в виде ступенчатой втулки с осевыми каналами. Между нижней грундбуксой и центратором размещена втулка. В верхней части корпуса на внутренней поверхности имеется кольцевой выступ для взаимодействия с верхней грундбуксой [1].

К недостаткам известной колонной головки следует отнести конструктивную сложность и недостаточную эксплуатационную надежность.

В качестве ближайшего аналога (прототипа) предложенного технического решения может быть выбрано устройство для герметизации межколонного пространства. Последнее состоит из корпуса, крышки с осевым каналом для размещения эксплуатационной колонны и наружным кольцевым выступом в нижней части, герметизирующего узла в виде двух нажимных колец, между которыми размещен уплотнитель, кольцевого уплотнительного элемента, опорного кольца, устанавливаемого в муфте обсадной колонны, и центратора с осевыми каналами. В корпусе выполнены осевой и радиальные каналы и внутренняя кольцевая расточка для размещения герметизирующего узла. В нижней части корпуса предусмотрена наружная присоединительная резьба [2].

Основными недостатками известного устройства являются недостаточно качественное центрирование эксплуатационной колонны в осевом канале корпуса, вследствие чего возникает необходимость использования «плавающей» конструкции герметизирующего узла. В свою очередь, указанное обстоятельство вынуждает одновременно осуществлять поджатие уплотнительного элемента и кольцевого уплотнителя, что существенно снижает надежность герметизации кольцевого пространства между обсадной и эксплуатационными колоннами.

Недостаточное качество центрирования эксплуатационной колонны в осевом канале корпуса обусловлено значительной суммарной величиной радиальных зазоров, в т.ч.:

- между внутренней стенкой муфты обсадной колонны и опорным кольцом;

- между опорным кольцом и центратором;

- между центратором и наружной стенкой трубы эксплуатационной колонны.

Последний из перечисленных зазоров, как правило, многократно превышает величину остальных и, следовательно, имеет определяющее значение при центрировании эксплуатационной колонны внутри корпуса. К примеру, согласно требованиям ГОСТ 632-80 «Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия», предельные отклонения по наружному диаметру обсадных труб могут составлять до ±1,25%. Таким образом, для обсадной трубы условным диаметром 245 мм величина наружного диаметра может изменяться в пределах от 241,45 до 247,55 мм, причем внутренний диаметр проходного канала центратора должен быть рассчитан на обсадную трубу с максимальным наружным диаметром.

Задачей настоящего изобретения является получение технического результата, выражающегося в повышении надежности герметизации межколонного пространства на устье скважины за счет улучшения качества центрирования эксплуатационной колонны в корпусе устройства.

Технический результат достигается за счет того, что устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины, включающее корпус с фланцем, внутренней кольцевой расточкой в верхней части, центральным осевым и радиальными каналами под боковые патрубки, а также наружной присоединительной резьбой в нижней части для взаимодействия с муфтой обсадной колонны, опорное кольцо, выполненное с возможностью размещения в муфте обсадной колонны с опорой на торец ее обсадной трубы, центратор в виде втулки со ступенчатой наружной и цилиндрической внутренней поверхностями и со сквозными осевыми каналами, размещенный на опорном кольце соосно с ним, и герметизирующий узел, размещенный во внутренней кольцевой расточке корпуса с возможностью поджатия кольцевым выступом крышки с фланцем, ответным фланцу корпуса, снабжено распорными клиньями, установленными на срезных элементах с возможностью осевого и радиального перемещения относительно центратора в продольных клиновидных пазах, выполненных на внутренней цилиндрической поверхности центратора и равномерно расположенных по его окружности, при взаимодействии с нижним торцом муфты эксплуатационной колонны.

Способствует достижению технического результата то, что герметизирующий узел выполнен в виде двух нажимных шайб, между которыми установлен кольцевой эластичный уплотнительный элемент, при этом на одной из сторон нажимных шайб, которая примыкает к кольцевому эластичному уплотнительному элементу, выполнен наружный кольцевой выступ трапецеидального сечения, а кольцевой эластичный уплотнительный элемент имеет на наружной поверхности верхнее и нижнее кольцевые углубления для взаимодействия с наружными кольцевыми выступами нажимных шайб. При этом кольцевой эластичный уплотнительный элемент может быть снабжен дополнительными кольцевыми уплотнительными элементами из эластичного материала меньшей твердости, чем эластичный материал самого кольцевого эластичного уплотнительного элемента, которые установлены в кольцевых проточках, выполненных на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента, а кольцевые проточки, выполненные на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента, а также дополнительные кольцевые уплотнительные элементы, установленные в них, имеют трапециевидное или треугольное поперечное сечение.

Также способствует достижению технического результата то, что количество продольных клиновидных пазов, выполненных на внутренней цилиндрической поверхности центратора, составляет не менее трех, а сквозные осевые каналы в центраторе размещены по его окружности и равномерно распределены между продольными клиновидными пазами.

Конструкция устройства поясняется с помощью чертежей, где: на фиг.1 показан общий вид устройства; на фиг.2 - разрез А-А на фиг.1; на фиг.3 и 4 - общий вид герметизирующего узла (варианты исполнения).

Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины включает ступенчатый цилиндрический корпус 1 с присоединительным фланцем 2 в верхней части. В корпусе 1 выполнены центральный осевой и радиальные каналы под боковые патрубки 3. В нижней части корпуса 1 выполнена наружная присоединительная резьба для взаимодействия с муфтой 4 обсадной колонны 5, а в верхней - внутренняя кольцевая расточка 6.

Герметизирующий узел представляет собой кольцевой эластичный уплотнительный элемент 7, установленный между двумя нажимными шайбами 8 и 9. Герметизирующий узел размещен во внутренней кольцевой расточке 6 корпуса 1.

На одной из сторон нажимных шайб 8 и 9, которая примыкает к кольцевому эластичному уплотнительному элементу 7, выполнен наружный кольцевой выступ трапецеидального сечения. Кольцевой эластичный уплотнительный элемент 7 имеет на наружной поверхности верхнее и нижнее кольцевые углубления для взаимодействия с наружными кольцевыми выступами нажимных шайб 8 и 9. Кольцевые углубления эластичного уплотнительного элемента 7 в поперечном сечении имеют форму, ответную форме поперечного сечения наружных кольцевых выступов на нажимных шайбах 8 и 9 (фиг.3).

В частном случае кольцевой эластичный уплотнительный элемент 7 может быть снабжен дополнительными кольцевыми уплотнительными элементами 10. выполненными из эластичного материала меньшей твердости, чем эластичный материал самого кольцевого эластичного уплотнительного элемента 7. Дополнительные кольцевые уплотнительные элементы 10 размещены в кольцевых проточках, выполненных на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента 7. При этом кольцевые проточки, выполненные на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента 7, а также дополнительные кольцевые уплотнительные элементы 10, установленные в них, могут иметь трапециевидное или треугольное поперечное сечение (фиг.4).

На фланце 2 корпуса 1 установлена крышка 11 с фланцем, который выполнен ответным по отношению к фланцу 2 корпуса 1. На нижней части крышки 11 выполнен наружный кольцевой выступ 12, который имеет возможность взаимодействия с верхней нажимной шайбой 9 для поджатия кольцевого эластичного уплотнительного элемента 7. В крышке 11 также имеется центральный осевой канал, предназначенный для размещения в нем эксплуатационной колонны, состоящей из труб 13 и муфт 14.

Крышка 11 прикрепляется к корпусу 1 с помощью шпилечных соединений (на чертеже не показаны).

Опорное кольцо 15 имеет возможность размещения в муфте 4 обсадной колонны 5 с опорой на торец ее обсадной трубы. Центратор 16 выполнен в виде втулки со ступенчатой наружной и цилиндрической внутренней поверхностями. Центратор 16 размещен на опорном кольце 15 соосно с ним. На цилиндрической внутренней поверхности центратора 16 выполнены продольные клиновидные пазы 17, равномерно расположенные по окружности (обычно в количестве не менее трех). Кроме этого в центраторе 16 имеются сквозные осевые каналы 18, которые размещены по окружности и равномерно распределены между продольными клиновидными пазами 17.

В каждом из пазов 17 установлен распорный клин 19. Клинья 19 установлены на срезных элементах (на чертеже не показаны) с возможностью осевого и радиального перемещения относительно центратора 16 при взаимодействии с нижним торцем муфты 14 эксплуатационной колонны.

В исходном положении (т.е. в выдвинутом над верхним торцом центратора 16 положении) клинья 19 размещены и зафиксированы в пазах 17 при помощи срезных элементов. При этом клинья 19 не выступают за пределы внутренней цилиндрической поверхности центратора 16.

Подвеска эксплуатационной колонны внутри корпуса 1 осуществляется с помощью опорного кольца 15 и центратора 16. Опорное кольцо 15 размещено в муфте 4 обсадной колонны 5. Центратор 16 соосно установлен на опорном кольце 15, труба 13 эксплуатационной колонны размещена внутри центратора 16, а муфта 14 эксплуатационной колонны своим нижним торцом имеет возможность взаимодействия с клиньями 19.

Предлагаемое устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины работает следующим образом.

Перед спуском эксплуатационной колонны в зацементированную обсадную колонну 5, в муфте 4 последней устанавливают опорное кольцо 15. После этого осуществляют спуск эксплуатационной колонны внутрь обсадной колонны 5. Перед навинчиванием последней трубы 13 центратор 16 размещают на ее наружной поверхности таким образом, чтобы он оказался под муфтой 14 эксплуатационной колонны. При этом клинья 19 находятся в пазах 17 центратора 16 в исходном положении и закреплены с помощью срезных элементов.

Перед спуском последней трубы 13 эксплуатационной колонны в обсадную колонну 5 обеспечивают устойчивое размещение центратора 16 на опорном кольце 15. Затем эксплуатационную колонну опускают в обсадную колонну 5 до упора нижнего торца муфты 14 в клинья 19, после чего плавно разгружают на них вес эксплуатационной колонны. При взаимодействии нижнего торца муфты 14 с клиньями 19 происходит разрушение срезных элементов, что обеспечивает возможность свободного перемещения клиньев 19 в пазах 17.

Под воздействием веса эксплуатационной колонны клинья 19 постепенно задавливаются в пазы 17 центратора 16. В процессе перемещения клиньев 19 в осевом и радиальном направлениях относительно центратора 16, последний равномерно отжимается от наружной поверхности трубы 13. За счет этого обеспечивается качественное центрирование муфты 14 эксплуатационной колонны в центральном осевом канале корпуса 1.

Затем корпус 1 присоединяют к муфте 4 обсадной колонны 5. Во внутренней кольцевой расточке 6 корпуса 1 размещают герметизирующий узел (в сборе), после чего сверху на корпус 1 устанавливают крышку 11, которая своим наружным кольцевым выступом 12 взаимодействует с верхней нажимной шайбой 9.

В процессе затягивания шпилечных соединений между корпусом 1 и крышкой 11 уплотнитель 7 деформируется, обеспечивая надежную герметизацию муфты 14 эксплуатационной колонны внутри корпуса 1.

Установка в кольцевых проточках, выполненных на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента 7 дополнительных кольцевых уплотнительных элементов 10, которые обладают меньшей твердостью и, следовательно, более высокой эластичностью, в значительной степени способствует повышению надежности герметизацию муфты 14 эксплуатационной колонны в корпусе 1.

На заключительном этапе работ в радиальных каналах корпуса 1 устанавливают боковые патрубки 3, которые обвязывают запорно-регулирующей арматурой, манометром с запорно-разрядным устройством и т.д.

Источники информации

1. А.с. СССР №1677255, E21B 33/03, опубл. 15.09.1991.

2. Патент РФ №2311525, E21B 33/03, опубл. 27.11.2007.

1. Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины, включающее корпус с фланцем, внутренней кольцевой расточкой в верхней части, центральным осевым и радиальными каналами под боковые патрубки и наружной присоединительной резьбой в нижней части для взаимодействия с муфтой обсадной колонны, опорное кольцо, выполненное с возможностью размещения в муфте обсадной колонны с опорой на торец ее обсадной трубы, центратор в виде втулки со ступенчатой наружной и цилиндрической внутренней поверхностями и со сквозными осевыми каналами, размещенный на опорном кольце соосно с ним, и герметизирующий узел, размещенный во внутренней кольцевой расточке корпуса с возможностью поджатия кольцевым выступом крышки с фланцем, ответным фланцу корпуса, отличающееся тем, что оно снабжено распорными клиньями, установленными на срезных элементах с возможностью осевого и радиального перемещения относительно центратора в продольных клиновидных пазах, выполненных на внутренней цилиндрической поверхности центратора и равномерно расположенных по его окружности, при взаимодействии с нижним торцом муфты эксплуатационной колонны.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что герметизирующий узел выполнен в виде двух нажимных шайб, между которыми установлен кольцевой эластичный уплотнительный элемент, при этом на одной из сторон нажимных шайб, которая примыкает к кольцевому эластичному уплотнительному элементу, выполнен наружный кольцевой выступ трапецеидального сечения, а кольцевой эластичный уплотнительный элемент имеет верхнее и нижнее кольцевые углубления на наружной поверхности для взаимодействия с наружными кольцевыми выступами нажимных шайб.

3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что кольцевой эластичный уплотнительный элемент снабжен дополнительными кольцевыми уплотнительными элементами из эластичного материала меньшей твердости, чем эластичный материал самого кольцевого эластичного уплотнительного элемента, которые установлены в кольцевых проточках, выполненных на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента.

4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что кольцевые проточки, выполненные на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента, а также дополнительные кольцевые уплотнительные элементы, установленные в них, имеют трапециевидное или треугольное поперечное сечение.

5. Устройство по одному из пп.1-4, отличающееся тем, что количество продольных клиновидных пазов, выполненных на внутренней цилиндрической поверхности центратора, составляет не менее трех.

6. Устройство по одному из пп.1-4, отличающееся тем, что сквозные осевые каналы в центраторе размещены по его окружности и равномерно распределены между продольными клиновидными пазами.



 

Похожие патенты:

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.

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. .

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.

Изобретение относится к эксплуатации скважин для уплотнения кабелей на устье скважины. Техническим результатом является повышение эффективности добычи нефти за счет снижения образований асфальтосмолопарафинов и солей на насосном оборудовании и коррозии нефтепромыслового оборудования путем дозирования химических реагентов в скважину по капиллярному трубопроводу. Устройство для уплотнения кабеля погружного насоса и капиллярного трубопровода на устье скважины содержит цилиндрический полый корпус, опорную шайбу, уплотнительные шайбы, нажимной элемент, нажимную гайку и патрубок с пропущенным через него капиллярным трубопроводом. Патрубок жестко соединен с затрубным пространством скважины и оснащен упором, уплотнительным элементом, нажимной шайбой, торцевой гайкой, а также опорной шайбой. К патрубку жестко присоединен отвод, оснащенный вентилем. 3 ил.
Наверх