Герметизатор устья скважины разъемный



Герметизатор устья скважины разъемный
Герметизатор устья скважины разъемный
Герметизатор устья скважины разъемный

 


Владельцы патента RU 2531667:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устьевому оборудованию, и может быть использовано для герметизации межтрубного пространства между кондуктором и промежуточной колонной на действующих скважинах, оборудованных однофланцевыми колонными головками типа ОКК-1, без их глушения.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- в настоящее время устье большого числа действующих скважин, например, на подземных хранилищах газа оборудовано однофланцевыми колонными головками типа ОКК-1 без герметизации пространства между кондуктором и промежуточной колонной. В процессе длительной эксплуатации в этом пространстве отмечаются случаи выделения газа, а также возможно наличие эксцентриситета между колоннами. Открытое устье не позволяет контролировать заколонные проявления и управлять ими.

Известна серийно выпускаемая двухфланцевая колонная головка типа ОКК-2 (см. Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л. и др. Оборудование буровое, противовыбросовое и устьевое: Справ. пособ.: В 2 т. Т.1 - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007, с.613), которая обеспечивает герметичность пространства между кондуктором и промежуточной колонной. Однако для установки вышеуказанной колонной головки необходимо демонтировать колонную головку типа ОКК-1. Для этого требуется заглушить скважину, извлечь забойное оборудование, установить изолирующий цементный мост, а затем после переоборудования устья разбурить его и освоить скважину. Все это значительно увеличит время и стоимость работ. Кроме того, в большинстве скважин пространство между кондуктором и промежуточной колонной зацементировано, что также увеличивает время и трудозатраты на очистку уплотняемых поверхностей. К тому же для установки колонной головки типа ОКК-2 на кондукторе необходимо нарезать резьбу, что не всегда возможно ввиду изношенности и коррозии труб. При наличии эксцентриситета между кондуктором и промежуточной колонной установка колонной головки типа ОКК-2 без специальных устройств будет невозможна.

Известно устройство для герметизации устья скважины с надводным размещением противовыбросового оборудования (см. а.с. №1799996 от 08.05.91 г. по кл. E21B 33/035, опубл. 07.03.93 г.), включающее корпус со стойками колонной головки, жестко связанной с кондуктором, размещенным внутри водоотделяющей колонны. Между водоотделяющей колонной и кондуктором установлена опорная втулка с последовательно размещенными под ней уплотнительным элементом, кронбуксой, основными и дополнительными клиньями, распорными конусами, затяжными шпильками с гайками на верхних концах и подпружиненными кольцами. Герметизация осуществляется в межколонном пространстве между кондуктором и водоотделяющей колонной. Недостатками является следующее. Для установки в межколонное пространство устройства для герметизации необходимо произвести срез водоотделяющей колонны. Причем монтаж устройства возможен только в скважинах с большим зазором между колоннами. Малый зазор, а также наличие эксцентриситета между колоннами не позволят смонтировать устройство в межколонном пространстве. К тому же корпус колонной головки к кондуктору подсоединяют путем приварки, т.е. необходимо проведение огневых работ.

Известно устьевое оборудование скважины (см. п. РФ №2269641 от 18.01.2005 г. по кл. E21B 33/03, опубл. 10.02.2006 г.) Устьевое оборудование включает колонную головку, состоящую из корпуса с радиальными каналами, фланца, элементов соединения, подвески и герметизации обсадной колонны, и трубную головку. Корпус и фланец колонной головки выполнены разъемными. Недостатками указанного оборудования является следующее. Устьевое оборудование предназначено для использования на находящихся в эксплуатации ранее построенных скважинах с установкой такого оборудования во время капитальных ремонтов указанных скважин. Для установки оборудования необходимо: заглушить скважину, извлечь забойное оборудование, установить изолирующий цементный мост, после переоборудования устья разбурить мост и освоить скважину, что значительно увеличит время и стоимость работ.

Уплотнение кондуктора осуществляется по боковой поверхности. За длительный период эксплуатации скважины наружная и внутренняя поверхности кондуктора в результате коррозии становятся непригодными для осуществления герметизации без предварительной их обработки. Зачистка таких поверхностей трудоемка и невозможна при глубокой коррозии.

При герметизации эксцентричных колонн значительно усложнится конструкция и снизится технологичность изготовления.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, обеспечивает:

- надежную герметизацию пространства между кондуктором и промежуточной колонной за счет выполнения герметизатора разъемным;

- сокращение сроков переоборудования устья действующих скважин, оборудованных однофланцевыми колонными головками типа ОКК-1 за счет возможности установки герметизатора без демонтажа однофланцевых колонных головок типа ОКК-1, т.е. без глушения скважины и проведения других длительных и трудоемких операций;

- возможность установки герметизатора при эксцентричном расположении колонн за счет уплотнения кондуктора по торцу;

- исключение операции по нарезанию резьб и огневых работ при установке герметизатора, что позволит монтировать его при наличии давления в скважине и при возможных газовыделениях.

Технический результат достигается с помощью предлагаемого герметизатора устья скважины разъемного, включающего:

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, причем 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, причем кольцевая канавка проточена с учетом максимальной толщины стенки кондуктора и максимального эксцентриситета кондуктора и промежуточной колонны, с обеспечением соосности разъемного цилиндрического корпуса относительно промежуточной колонны;

в верхней части на наружной боковой поверхности каждого полукорпуса приварен полуфланец, причем между полуфланцами и полупланшайбами приварены стяжные планки с косынками, а под полупланшайбами - стяжные планки с пластинами, при этом 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, причем места разрезов смещены друг относительно друга;

над самоуплотняющимися конусными кольцами установлена разъемная грундбукса, половинки которой зафиксированы зацепами, причем нижняя торцевая поверхность разъемной грундбуксы выполнена конусной, а угол наклона φ ее торцевой поверхности к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства

ϕ a r c t g 1 f ,

где: f - коэффициент трения эластичного материала по металлу;

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, с обеспечением фиксации верхней части упорных шпилек, причем разъемная упорная втулка в верхней части состыкована в единую деталь фиксирующими вкладышами, места стыков которых перпендикулярны местам стыков разъемной упорной втулки, а на внутреннюю боковую поверхность разъемной упорной втулки, выполненную конусно, опираются плашки.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию новизны.

Анализ изобретательского уровня показал следующее: из источников патентной документации и научно-технической литературы не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого технического решения, обеспечивающими достигаемый технический результат, обусловленный неизвестными свойствами конструктивных элементов герметизатора и связями между конструктивными элементами. Таким образом, заявляемые существенные признаки не следуют явным образом из уровня техники, т.е. соответствуют условию изобретательского уровня.

Конструкция заявляемого устройства поясняется следующими чертежами:

на фиг.1 представлен фронтальный разрез устройства;

на фиг.2 представлен профильный разрез устройства;

на фиг.3 представлен вид снизу.

Герметизатор устья скважины разъемный установлен на торце кондуктора 1 и охватывает часть длины промежуточной колонны 2, которая эксцентрично расположена в кондукторе 1. Герметизатор содержит разъемный цилиндрический корпус, который состоит из двух полукорпусов 3. Полукорпусы 3 соединены между собой встык, а места стыков загерметизированы напряженно-деформированными медьсодержащими прокладками 4. Плоскость стыков полукорпусов 3 перпендикулярна направлению эксцентриситета е кондуктора 1 и промежуточной колонны 2. На нижнем торце каждого полукорпуса 3 приварена полупланшайба 5 с кольцевой канавкой 6 специальной конфигурации на ее нижней торцевой поверхности под разрезное уплотнительное кольцо 7. Уплотнительное кольцо 7 выполнено из мягкого металла. Кольцевая канавка 6 специальной конфигурации проточена с учетом максимальной толщины стенки кондуктора 1 и максимального эксцентриситета е кондуктора 1 и промежуточной колонны 2, с обеспечением соосности разъемного цилиндрического корпуса относительно промежуточной колонны 2. В верхней части на наружной боковой поверхности каждого полукорпуса 3 приварен полуфланец 8. Между полуфланцами 8 и полупланшайбами 5 приварены стяжные планки 9 с косынками 10, а под полупланшайбами 5 - стяжные планки 11 с пластинами 12. Стяжные планки 9, 11 имеют сквозные отверстия 13 под шпильки 14 и гайки 15. В один из полукорпусов 3 вварен патрубок 16 для возможности проведения технологических операций, а также подсоединения манометра и кранов для сброса давления. В средней части на внутренней боковой поверхности каждого полукорпуса 3 приварено полукольцо 17, верхняя торцевая поверхность которого выполнена конусной. Над полукольцами 17 установлены самоуплотняющиеся конусные кольца 18, выполненные из эластичного материала. Самоуплотняющиеся конусные кольца 18 разрезаны по всей высоте, а места разрезов смещены друг относительно друга. Над самоуплотняющимися конусными кольцами 18 установлена разъемная грундбукса 19, половинки которой зафиксированы зацепами 20. Нижняя торцевая поверхность грундбуксы 19 выполнена конусной, а угол наклона φ ее торцевой поверхности к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства

ϕ a r c t g 1 f ,

где: f - коэффициент трения эластичного материала по металлу.

Верхние торцевые поверхности полуколец 17 и самоуплотняющиеся конусные кольца 18 имеют конусность, соответствующую конусности нижней торцевой поверхности разъемной грундбуксы 19. В верхней части разъемной грундбуксы 19 и в полуфланцах 8 выполнены сквозные отверстия 21, 22 под упорные шпильки 23 с гайками 24, 25. Гайки 24 установлены над разъемной грундбуксой 19, а гайки 25 - над полуфланцами 8. Над разъемной грундбуксой 19 установлена разъемная упорная втулка 26. Разъемная упорная втулка 26 имеет резьбовые отверстия 27, выполненные на ее нижней торцевой поверхности для фиксации верхней части упорных шпилек 23. Разъемная упорная втулка 26 в верхней части состыкована в единую деталь фиксирующими вкладышами 28, места стыков которых перпендикулярны местам стыков разъемной упорной втулки 26. На внутреннюю боковую поверхность разъемной упорной втулки 26, выполненную конусно, опираются плашки 29.

Герметизатор на устье скважины устанавливают в следующем порядке.

Для создания напряженно-деформированного состояния медьсодержащих прокладок 4 предварительно на заводе-изготовителе полукорпусы 3 с медьсодержащими прокладками 4 стягивают между собой шпильками 14 до образования герметичного стыка. При этом медьсодержащие прокладки 4 деформируются и частично заплывают внутрь разъемного цилиндрического корпуса. Далее начисто протачивают внутреннюю поверхность разъемного цилиндрического корпуса над полукольцами 17 и в собранном виде разъемный цилиндрический корпус поставляют на скважину. После разъединения полукорпусов 3 перед монтажом на скважине медьсодержащие прокладки 4 сохраняют форму сопрягаемых поверхностей и остаются в напряженно-деформированном состоянии, поэтому при монтаже не заплывают внутрь разъемного цилиндрического корпуса, обеспечивая надежную герметизацию пространства между разъемным цилиндрическим корпусом и промежуточной колонной 2.

Перед установкой герметизатора на устье скважины (фиг.1, 2) роликовым труборезом обрезают верхний конец кондуктора 1 и зачищают торцевую поверхность. Определяют направление эксцентриситета е между кондуктором 1 и промежуточной колонной 2. На подготовленный торец кондуктора 1 устанавливают полукорпусы 3 с кольцевой канавкой 6 специальной конфигурации (фиг.3), выполненной на нижней торцевой поверхности полупланшайб 5, и соединяют их между собой встык, стягивая шпильками 14 стяжные планки 9 и стяжные планки 11. Места стыков полукорпусов 3 герметизируют напряженно-деформированными медьсодержащими прокладками 4. Собранный разъемный цилиндрический корпус приподнимают и в кольцевую канавку 6 специальной конфигурации укладывают разрезное уплотнительное кольцо 7, выполненное из мягкого металла. Далее разъемный цилиндрический корпус с разрезным уплотнительным кольцом 7 устанавливают на торец кондуктора 1 таким образом, чтобы плоскость стыков полукорпусов 3 была перпендикулярна направлению эксцентриситета е кондуктора 1 и промежуточной колонны 2, а разъемный цилиндрический корпус был соосен промежуточной колонне 2.

В кольцевое пространство между разъемным цилиндрическим корпусом и промежуточной колонной 2 на полукольца 17 укладывают самоуплотняющиеся конусные кольца 18, конусность которых компенсирует неравномерность кольцевого пространства, обеспечивая надежную герметизацию межтрубного пространства. Смещение мест разрезов самоуплотняющихся конусных колец 18 друг относительно друга позволяет перекрыть места разрезов целой частью кольца. При этом пакет разрезных колец работает как пакет неразрезных колец. Предварительно собирают две компоновки, каждая из которых состоит из половины разъемной упорной втулки 26 с вкрученными упорными шпильками 23, гаек 24, половины разъемной грундбуксы 19 и гаек 25. Устанавливают их над разъемным цилиндрическим корпусом таким образом, чтобы нижний торец разъемной грундбуксы 19 уперся в самоуплотняющиеся конусные кольца 18, а упорные шпильки 23 вошли в соответствующие сквозные отверстия 21 разъемной грундбуксы 19 и сквозные отверстия 22 полуфланцев 8. Нижнюю торцевую поверхность разъемной грундбуксы 19 выполняют конусной, а угол наклона φ ее торцевой поверхности к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства

ϕ a r c t g 1 f ,

где: f - коэффициент трения эластичного материала по металлу.

При монтаже герметизатора возможны его перекосы, несоосность, а также овальность промежуточной колонны 2. Для их компенсации предусмотрены технологические зазоры в разъемной грундбуксе 19. При высоких контактных нагрузках возможно пластическое течение эластичного материала в эти зазоры. Этому препятствует сила трения, возникающая при контакте нижней торцевой конусной поверхности разъемной грундбуксы 19 с поверхностью самоуплотняющихся конусных колец 18. Достаточная сила трения возникает при угле наклона φ, определяемом из вышеуказанного неравенства.

Пример. Разъемную грундбуксу 19 изготавливают из стали 45, нижняя торцевая конусная поверхность которой обработана по 4 классу шероховатости. Самоуплотняющиеся конусные кольца 18 выполняют из резины марки ИРП-1294. При сухом трении резины по стали коэффициент трения составляет 0,4-1,0 (см. Яворский Ю. Резина в автомобилях. / пер. с польского. Под редакцией В.М. Харчевникова. - Л.: Машиностроение, 1980. с.21, Интернет Сайт: http://shinyavto.ru/books/rezina_v_avto/rezina_v_avto_21.html.) Экспериментальным путем в лабораторных условиях было установлено, что коэффициент трения вышеуказанной марки резины по стали 45 без смазки равен f=0,7, тогда угол наклона φ торцевой поверхности разъемной грундбуксы 19 к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства

ϕ a r c t g 1 0,7 ,

то есть φ≥55°. Принимаем φ=60°.

Верхние торцевые поверхности полуколец 17 и самоуплотняющиеся конусные кольца 18 имеют конусность, соответствующую конусности нижней торцевой поверхности разъемной грундбуксы 19, т.е. 60°, что обеспечит надежную герметизацию за счет равномерного поджатая самоуплотняющихся конусных колец 18.

После установки данных компоновок половинки разъемной грундбуксы 19 соединяют в единую деталь зацепами 20, а половинки разъемной упорной втулки 26 соединяют с помощью фиксирующих вкладышей 28. После этого в пространство, образованное между внутренней боковой поверхностью разъемной упорной втулки 26 и промежуточной колонной 2, устанавливают плашки 29. Сначала проводят герметизацию кондуктора 1 по торцу, перемещая гайки 25 вниз по упорным шпилькам 23 и передавая тем самым осевое усилие через полуфланцы 8 разъемного цилиндрического корпуса на разрезное уплотнительное кольцо 7. Затем перемещением гаек 24 вниз по упорным шпилькам 23 задавливают разъемную грундбуксу 19 с контактным давлением, не превышающим предел текучести резины, герметизируя пространство между разъемным корпусом и промежуточной колонной.

Таким образом, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения условию промышленная применимость.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию патентоспособности, а именно условию новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости.

Герметизатор устья скважины разъемный, устанавливаемый на торце кондуктора с охватом части длины промежуточной колонны, эксцентрично расположенной в кондукторе, включающий разъемный цилиндрический корпус, состоящий из двух полукорпусов, соединенных между собой встык и загерметизированных напряженно-деформированными медьсодержащими прокладками, причем плоскость стыков полукорпусов перпендикулярна направлению эксцентриситета кондуктора и промежуточной колонны, а 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, причем кольцевая канавка проточена с учетом максимальной толщины стенки кондуктора и максимального эксцентриситета кондуктора и промежуточной колонны, с обеспечением соосности разъемного цилиндрического корпуса относительно промежуточной колонны, а в верхней части на наружной боковой поверхности каждого полукорпуса приварен полуфланец, причем между полуфланцами и полупланшайбами приварены стяжные планки с косынками, а под полупланшайбами - стяжные планки с пластинами, при этом все стяжные планки имеют сквозные отверстия под шпильки с гайками, а в один из полукорпусов вварен патрубок, причем в средней части на внутренней боковой поверхности каждого полукорпуса приварено полукольцо, верхняя торцевая поверхность которого выполнена конусной, при этом над полукольцами установлены самоуплотняющиеся конусные кольца, выполненные из эластичного материала и разрезанные по всей высоте, причем места разрезов смещены друг относительно друга, а над самоуплотняющимися конусными кольцами установлена разъемная грундбукса, половинки которой зафиксированы зацепами, причем нижняя торцевая поверхность разъемной грундбуксы выполнена конусной, а угол наклона φ ее торцевой поверхности к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства
ϕ a r c t g 1 f ,
где: f - коэффициент трения эластичного материала по металлу,
при этом верхние торцевые поверхности полуколец и самоуплотняющиеся конусные кольца имеют конусность, соответствующую конусности нижней торцевой поверхности разъемной грундбуксы, а в верхней части разъемной грундбуксы и в полуфланцах выполнены сквозные отверстия под упорные шпильки с гайками, установленными над разъемной грундбуксой и полуфланцами, при этом над разъемной грундбуксой установлена разъемная упорная втулка с резьбовыми отверстиями, выполненными на нижней торцевой поверхности, с обеспечением фиксации верхней части упорных шпилек, причем разъемная упорная втулка в верхней части состыкована в единую деталь фиксирующими вкладышами, места стыков которых перпендикулярны местам стыков разъемной упорной втулки, а на внутреннюю боковую поверхность разъемной упорной втулки, выполненную конусно, опираются плашки.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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 и геологоразведочной отраслям промышленности. Целью настоящего изобретения является обеспечение безопасности оперативного персонала при производстве работ по ликвидации фонтанирования из бурильной колонны скважинной среды с содержанием сероводорода после зажигания выброса. Устройство гидроприводное для наворота крана шарового на устье фонтанирующей скважины УГНКШ содержит хомут разъемный, связанную с ним траверсу с гидроцилиндром, гидромотор с узлом ввода в зацепление приводной шестерни, механизм вращения, винт с навернутым на него краном шаровым и установленной отводной трубой. С целью обеспечения безопасности работающего персонала устройство снабжено механизмом наведения на фонтанирующую струю отводной трубы, выполненным в виде хомута разъемного с сухарями, к которому посредством пальцев закреплена траверса с гидроцилиндром. На траверсе установлена отводная труба, имеющая возможность перемещаться вдоль нее для установления, по закрепленному на траверсе нониусу, величины радиуса поворота, обеспечивающей беззазорное совмещение торцов муфты бурильной колонны и отводной трубы после принятия последней вертикального положения. 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к способу ремонта основного фланца устья скважины. Техническим результатом является обеспечение ремонта основного фланца без остановки скважины. Способ включает в себя: нанесение, по крайней мере, одного слоя (4) полимеризирующегося композитного материала на поврежденные и затем очищенные поверхности (31) основного фланца и смежной детали. Далее размещают упругий уплотнитель (5) на слой (4) композитного материала и стягивающий хомут (6), прижимающий уплотнитель (5) к поверхности фланца (3). 4 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Настоящее изобретение относится к устройствам и способам герметизации устья скважины при остановке спускоподъемных операций насосных штанг. Устройство содержит полый цилиндрический корпус, верхний конец которого выполнен с возможностью присоединения муфты, а нижний конец выполнен с возможностью присоединения к планшайбе устьевой арматуры. Кроме того, указанный полый цилиндрический корпус выполнен с возможностью обеспечения прохождения в своей внутренней части насосной штанги, причем в верхней части полого цилиндрического корпуса установлено по меньшей мере одно фиксирующее средство, выполненное с возможностью фиксации насосной штанги за утолщение на теле насосной штанги. При этом указанная муфта выполнена с возможностью приема запорного средства, выполненного с возможностью съема с указанной муфты и с возможностью герметизации устья скважины. Предложен также способ герметизации устья скважины при остановке спускоподъемных операций насосных штанг, содержит следующие этапы, на которых: останавливают спускоподъемные операции, производят фиксацию насосной штанги посредством устройства для герметизации устья скважины, производят отсоединение элеватора трубного автоматического со штанговой вставкой от насосной штанги, герметизируют устье скважины посредством установки запорного средства. Настоящее изобретение обеспечивает надежную герметизацию устья скважины при остановке спускоподъемных операций глубинно-насосного оборудования, а также существенно снижает трудозатраты на герметизацию устья скважины при остановке спускоподъемных операций глубинно-насосного оборудования. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх