Способ переобвязки устья самозадавливающейся газовой скважины

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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений, в частности к эксплуатации обводняющихся, так называемых самозадавливающихся, газовых скважин.

На завершающей стадии разработки газовых месторождений пластовой энергии не хватает для обеспечения выноса скапливающейся на забое жидкости из скважины. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как скорости восходящего потока газа недостаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер и скважина самозадавливается, то есть глушится [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М: ООО «Газпромэкспо», 2010. - 212 с.].

Для удаления жидкости с забоев газовых скважин применяются различные методы, например: продувки ствола скважины в атмосферу или газопровод без переобвязки устья; закачивание на забой жидких или твердых поверхностно-активных веществ; применение плунжерного лифта; уменьшение диаметра лифтовой колонны для увеличения скорости газового потока с переобвязкой устья.

Одним из методов удаления жидкости с забоев газовых скважин является оснащение скважин двумя концентрическими лифтовыми колоннами, основной лифтовой колонной и спущенной в нее центральной лифтовой колонной с обязательной переобвязкой устья скважины путем замены старой фонтанной арматуры на новую. Основным недостатком такого способа переобвязки являются значительные материальные затраты на закупку нового оборудования и на перемонтаж устьевой обвязки скважины.

Известен способ переобвязки устья самозадавливающейся газовой скважины, включающий демонтаж ранее установленной на устье фонтанной арматуры с подвешенной в ней одной основной лифтовой колонной и монтаж на устье новой фонтанной арматуры с подвешенной в ней двух лифтовых колонн, основной лифтовой колонны и спущенной в нее центральной лифтовой колонной меньшего диаметра [Кустышев А.В., Епрынцев А.С. Проблемы и пути повышения эффективности эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1911. №9. - С.59-64].

Недостатком этого способа являются большие материальные и денежные затраты на переобвязку устья, связанные с закупкой, транспортировкой и монтажом нового устьевого оборудования при не использовании еще работоспособного устьевого оборудования, демонтируемого с устья скважины.

Задача создания изобретения заключается в сокращении затрат на переобвязку устья самозадавливающейся газовой скважины.

Технический результат, который достигается в результате осуществления заявленного технического решения, состоит в снижении металлоемкости конструкции за счет отказа от закупки и поставки части нового оборудования, в сокращении продолжительности работ по переобвязке устья самозадавливающейся газовой скважины за счет использования элементов устьевого оборудования ранее установленного на скважине и демонтируемого с нее в процессе ремонта.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе переобвязки устья самозадавливающейся газовой скважины, включающем демонтаж - монтаж фонтанной арматуры, состоящей из трубной головки, крестовины фонтанной елки, буферной коренной и надкоренной задвижек, в отличие от прототипа с устья скважины демонтируют коренную и надкоренную задвижки, крестовину, затем монтируют на трубную головку демонтированную крестовину фонтанной елки с установленными на ней с обеих сторон по одной струнной задвижке, монтируют на крестовине верхнюю переводную катушку, подвешивают в ней центральную лифтовую колонну, спускаемую во внутреннюю полость основной лифтовой колонны, размещают на верхней переводной катушке центральную стволовую задвижку меньшего диаметра, на которой размещают верхнюю крестовину меньшего размера с двумя меньшего диаметра верхними струнными задвижками, а на вновь смонтированной верхней крестовине размещают буферную задвижку меньшего диаметра.

На фиг.1 изображена схема обвязки устья скважины до переобвязки, где цифрами обозначено: 1 - коренная задвижка; 2 - надкоренная задвижка; 3 - крестовина елки фонтанной арматуры; 4 - струнная задвижка, 5 - угловой штуцер; 6 - буферная задвижка; 7- переводная катушка; 9 - основная лифтовая колонна.

На фиг.2 - изображена схема обвязки устья скважины, после переобвязки, где цифрами обозначено: 3 - крестовина елки фонтанной арматуры, 4 - струнная задвижка, 7 - переводная катушка, 8 - трубная головка; 9 - основная лифтовая колонна, 10 - центральная лифтовая колонна; 11 - верхняя переводная катушка (адаптер); 12 - центральная задвижка; 13 - верхняя крестовина; 14 - новая струнная задвижка; 15 - новая буферная задвижка; 16, 17,18 - трубопровод.

Способ осуществляют следующим образом.

В процессе капитального ремонта скважины с устья самозадаввливающейся газовой скважины (фиг.1) демонтируют только фонтанную елку фонтанной арматуры, оставляя на устье трубную головку фонтанной арматуры. Демонтируемая фонтанная елка содержит коренную 1 и надкоренную 2 стволовые задвижки, крестовину 3 фонтанной елки с четырьмя струнными задвижками 4 и двумя угловыми штуцерами 5, буферную задвижку 6.

Затем (фиг.2) на переводную катушку 7 недемонтированной старой трубной головки 8, на которой подвешена основная лифтовая колонна 9, монтируют ранее демонтированную крестовину 3 фонтанной елки с установленными на ней с обеих сторон только по одной струнной задвижке 4 без углового штуцера.

В скважину во внутреннюю полость основной лифтовой колонны 9 спускают центральную лифтовую колонну 10 из труб меньшего диаметра и подвешивают в новой верхней переводной катушке 11, которую устанавливают на верхнем фланце крестовины 3 фонтанной елки.

На верхней переводной катушке 11 вместо ранее применяемых коренной 1 и надкоренной 2 стволовых задвижек монтируют новую уменьшенного диаметра центральную стволовую задвижку 12. Под словом «новая» понимается монтаж оборудования другого типоразмера, а не того, что было использовано в ранее демонтируемой с устья фонтанной арматуры.

На центральную стволовую задвижку 12 дополнительно монтируют новую меньшего размера верхнюю крестовину 13 с установленными с обеих сторон по одной верхней струнной задвижки 14 меньшего диаметра.

На верхнем фланце верхней крестовины 13 монтируют новую уменьшенного диаметра буферную задвижку 15.

Верхнюю струнную задвижку 14 посредством трубопровода 16 соединяют с трубопроводом 17, идущим от нижней струнной задвижки 4, с образованием общего трубопровода 18, называемого «выкидной линией».

Далее (на фиг.2 не показано) устьевую обвязку самозадавливающейся газовой скважины оборудуют расходомерными устройствами и регулирующим клапаном и другим необходимым оборудованием для нормальной эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины с регулированием технологических режимов ее работы.

Пример осуществления способа.

С устья обводняющейся газовой скважины демонтируют фонтанную елку ЕФ 150/100x21 фонтанной арматуры АФК6-150/100×21 по ГОСТ 13846-89, оставляя на устье трубную головку ТГ 150×21 фонтанной арматуры АФК6-150/100×21 по ГОСТ 13846-89, размещенную на колонной головке ОКК1-168×219-210 по ГОСТ 13846-89. На переводной катушке трубной головки ТГ 150×21 монтируют крестовину фонтанной елки ЕФ 150/100×21 с установленными на ней с обеих сторон только по одной струнной задвижке ЗМС 100x21. Во внутреннюю полость основной лифтовой колонны диаметром 168 мм спускают центральную лифтовую колонну диаметром 89 мм и подвешивают в новой верхней переводной катушке, которую устанавливают на верхнем фланце крестовины фонтанной елки фонтанной елки ЕФ 150/100×21. Монтируют центральную стволовую задвижку ЗМС 89×21. На центральную стволовую задвижку монтируют верхнюю крестовину с установленными струнными задвижками ЗМС 89×21, а на нее - буферную задвижку ЗМС 89×21.

Использование элементов старой демонтированной с устья фонтанной елки позволяет уменьшить металлоемкость нового поставляемого оборудования и снизить затраты на его приобретение без снижения надежности работы фонтанной арматуры и скважины в целом.

Способ переобвязки устья самозадавливающейся газовой скважины, включающий демонтаж - монтаж фонтанной арматуры, состоящей из трубной головки, крестовины фонтанной елки, буферной коренной и надкоренной задвижек, отличающийся тем, что с устья скважины демонтируют коренную и надкоренную задвижки, крестовину, затем монтируют на трубную головку демонтированную крестовину фонтанной елки с установленными на ней с обеих сторон по одной струнной задвижке, монтируют на крестовине верхнюю переводную катушку, подвешивают в ней центральную лифтовую колонну, спускаемую во внутреннюю полость основной лифтовой колонны, размещают на верхней переводной катушке центральную стволовую задвижку меньшего диаметра, на которой размещают верхнюю крестовину меньшего размера с двумя меньшего диаметра верхними струнными задвижками, а на вновь смонтированной верхней крестовине размещают буферную задвижку меньшего диаметра.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

Сквозной соединитель (100) простирается частично или полностью через отверстие в стенке (202) подводного контейнера (200). Соединитель содержит проводящий стержень (102), имеющий коническую часть (104) с наружным диаметром, увеличивающимся в продольном направлении(108), а также электрический изолятор (136), имеющий коническую часть (138) с внутренней поверхностью (140), обращенной к конической части (104) стержня, и с наружной поверхностью (142), противоположной внутренней поверхности (140), обращенной к конической части (104) стержня. Наружный диаметр (144) поверхности (142) конической части (138) изолятора увеличивается в продольном направлении (108), которое проходит от внутреннего пространства (204) контейнера к наружному пространству (206). Технический результат - повышение герметичности соединения и предотвращение разрушения соединителя вследствие больших перепадов давлений между наружным пространством и внутренним пространством контейнера. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области подводного бурения. Подводная система привода для бурения, добычи или переработки содержит электродвигатель с регулируемым числом оборотов, выполненный с возможностью подведения электропитания, реверсивный гидравлический насос, приводимый в действие двигателем, гидравлическую поршневую компоновку, соединенную с насосом и содержащую первую камеру, вторую камеру и поршень, разделяющий первую и вторую камеры и выполненный с возможностью приведения в действие клапана в подводной системе, резервуар текучей среды, соединенный с насосом и гидравлической поршневой компоновкой, и компенсатор давления. Насос, гидравлическая поршневая компоновка и резервуар соединены, по существу, в замкнутую гидравлическую систему. Обеспечивается возможность нормализации разности давлений между давлением снаружи и внутри гидравлической системы. 23 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивается повышение надежности и противофонтанной безопасности эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями. Устьевая обвязка включает скважину с многосекционной колонной и трубной головками, задавочным и выкидным отводами и фонтанную елку тройникового типа. Ствол фонтанной елки тройникового типа выполнен из центральной и стволовой задвижек, нижнего и верхнего тройников и буферной задвижки. К верхнему тройнику присоединена рабочая струна, к нижнему тройнику присоединена резервная струна. Рабочая струна посредством тройника соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых присоединена факельная линия, а к другому - задавочная линия. На торцах каждой задавочной линии размещены быстроразъемные соединения, а на торцах факельных линий - горелки. Нижнее и верхнее межколонное пространство скважины через предохранительный клапан соединено с тройником, расположенным на задавочном отводе. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивается повышение надежности и противофонтанной безопасности эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями. Устьевая обвязка включает скважину с размещенными на устье многосекционной колонной головкой, трубной головкой и фонтанной елкой тройникового типа. Трубная головка снабжена двумя отводами с двумя затрубными задвижками на каждом. Между задвижками на выкидном отводе размещен инструментальный фланец. Ствол фонтанной елки выполнен из центральной и стволовой задвижек, нижнего и верхнего тройников и буферной задвижки. К верхнему тройнику присоединена рабочая струна с двумя струнными задвижками с инструментальным фланцем между ними. К нижнему тройнику присоединена резервная струна с двумя струнными задвижками с инструментальным фланцем между ними. Рабочая струна соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к ответвлениям которых через отсекающие задвижки присоединены факельная и задавочная линии. Каждая секция колонной головки снабжена задвижкой, к которой через патрубок присоединена дополнительная межколонная задвижка с предохранительным клапаном и дополнительной факельной линией с концевой задвижкой. 1 ил.

Изобретение относится к горному делу, а именно к клапанным устройствам. Техническим результатом является предотвращение нежелательного загрязнения окружающей среды во время соединения и отсоединения быстроразъемного ниппеля и соединительного блока. Узел клапана содержит неподвижную часть (2; 6) и втулку (3; 7). Втулка (3; 7) сконструирована с возможностью поворота отверстия (33; 72) до совмещения его с каналом, с тем чтобы обеспечить прохождение жидкости через канал и отверстие (33; 72), когда втулка (3; 7) находится в открытой позиции. Втулка (3; 7) сконструирована с возможностью поворота отверстия (33; 72) от канала, с тем чтобы не пропускать жидкость через канал, когда втулка (3; 7) находится в закрытой позиции. Неподвижная часть (2; 6) и втулка (3; 7) образуют кольцевое пространство между неподвижной частью и втулкой (3; 7). Кольцевое пространство ограничено в осевом направлении двумя уплотнительными элементами в осевых направлениях втулки (3; 7) и неподвижной части (2; 6). Один из двух уплотнительных элементов расположен на одной стороне канала, а второй из двух уплотнительных элементов расположен на противоположной стороне канала. Кольцевое пространство имеет жидкостную связь с каналом неподвижной части (2; 6). 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 15 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