Пакер устьевой-универсальный



Пакер устьевой-универсальный
Пакер устьевой-универсальный
Пакер устьевой-универсальный
Пакер устьевой-универсальный
Пакер устьевой-универсальный
Пакер устьевой-универсальный
Пакер устьевой-универсальный
Пакер устьевой-универсальный
Пакер устьевой-универсальный

 


Владельцы патента RU 2534690:

Хасаншин Ильдар Анварович (RU)

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.

 

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).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для 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, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем ЭЦН, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля.

Известен пакер устьевой, предназначенный для определения герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросовым оборудованием, состоящий из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины, разделенных шайбами со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет, и снабженный каналами подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю, а также распорной втулки для ограничения степени сжатия манжет упорами-стабилизаторами, верхний из которых снабжен каналами подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты, при этом хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик в кольцевой проточке корпуса (Патент RU №2152506 C1, 21.12.2008) «Роспатент-Реестры».

Известно устройство для определения герметичности противовыбросового оборудования на устье скважины, включающее опорную трубу со сквозным пазом, хвостовик, упорную и зажимную тарелки, резиновые манжеты, шайбу, шток, болт, толкатель, передающий зажимающее усилие болта зажимной тарелке. Пакер содержит гидравлический якорь и герметичный узел, состоящий из корпуса, переводника, установленных между ними, а также между штоком и корпусом уплотнительных колец. Корпус герметичного узла соединен через муфту с промежуточной трубой.

Опорная труба в нижней части имеет бурт, являющийся опорой для надетых на нее упорной тарелки, резиновых манжет, шайбы и зажимной тарелки (Патент RU №2477783 C1, 13.10.2011) «Роспатент-Реестры».

Известен способ опрессовки устьевой арматуры и устьевого оборудования, включающий спуск пакера с приводом на опорной трубе в скважину, постановку пакера и создание давления, спуск пакера на опорной требе проводят со скоростью 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость под пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с (Патент RU №2366797 C1, 24.10.2008) «Роспатент-Реестры».

Известен способ опрессовки превентора на скважинах, оборудованных погружными электрическими центробежными насосами: после глушения скважины и демонтажа фонтанной арматуры превентор с плашками, имеющими диаметр проходного отверстия, соответствующий наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки), устанавливается на крестовину фонтанной арматуры. Отсоединяют электрический кабель от клемной коробки и спускают его в скважину со скоростью 0,1 м/с, закрепляя на трубах, до расположения напротив плашек превентора гладкой части трубы без кабеля. Количество спускаемых труб зависит от длины электрического кабеля, находящегося на дневной поверхности. Монтаж и установка пакера ниже устьевой арматуры, монтаж шарового крана. Герметизация плашек превентора на дистанционном патрубке шарового крана. После чего в скважину, через затрубную задвижку в затрубное пространство, между пакером и превентором, подается жидкость и создается избыточное давление, равное рабочему давлению в эксплуатационной колонне, со скоростью поднятия давления 0,3-0,5 МПа/с. Проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности противовыбросового оборудования. Сбрасывают давление со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер и сливают жидкость над пакером в скважину. Поднимают пакер из скважины со скоростью не более 1 м/с и демонтируют.

Эти технологии и устройства имеют ограниченную область применения, в частности не предусматривают опрессовку превентора на скважине и герметизацию устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля. Возникают определенные риски, связанные с допуском, погружного электрического центробежного насоса в скважину и механического воздействия на внутренние стенки эксплуатационной колонны, металлическими плашками заякоривающего устройства.

Целью изобретения является создание способов и устройства, обеспечивающих:

- опрессовку превентора на устье скважины, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину и без рубки кабеля;

- надежную герметизацию устья скважины, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину и без рубки кабеля;

- герметичное разобщение надпакерного и подпакерного межтрубного пространства, удерживающего в запакерованном положении перепад давления, направленный как снизу вверх, так и сверху вниз, без передачи нагрузок на колонну насосно-компрессорных труб;

- исключение механического воздействия на внутренние стенки эксплуатационной колонны, металлическими плашками заякоривающего устройства, исключив при этом дополнительные риски при срыве (распакеровки) пакера;

- затрачивание минимум времени на проведение работ;

- снижение материальных затрат на проведение мероприятий;

- усовершенствование конструкции.

Сущность изобретения.

Превентор после монтажа на скважине должен быть спрессован на максимальное рабочее давление в эксплуатационной колонне. Однако в настоящее время способов опрессовки превентора на скважине, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину, на длинну кабеля находящегося на дневной поверхности и без рубки кабеля не существует. Также не существует способа герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину и без рубки кабеля.

Существующие устройства и способы, которые применяются для опрессовки превентора, занимают много времени на проведение работ, включают дополнительные затраты на проведение мероприятий и несут определенные риски, в частности:

- требуется дополнительное наличие насосно-компрессорных труб, для допуска погружного электрического центробежного насоса на глубину, равную длине кабеля, находящегося на поверхности, что грозит прихватом спущенного в скважину оборудования, так как интервал работы ЭЦН и ЭЦН-забой содержит солеотложения, окалину, призабойную грязь и перфорационные отверстия;

- воздействие металлических плашек заякоривающего устройства, на внутренние стенки эксплуатационной колонны, несут определенные риски при срыве (распакеровки) пакера и занимают много времени на проведение работ;

- рубка кабеля несет дополнительные экономические потери.

Существующие способы и устройства не предусматривают герметизацию устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля.

В предложенных способах, с пакером устьевым - универсальным, решается задача опрессовки превентора на устье скважины и герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля, в частности:

- после монтажа превентора на скважине, оборудованной погружным ЭЦН, без допуска в скважину и без рубки кабеля, осуществлять опрессовку противовыбросового оборудования;

- после срыва и демонтажа планшайбы, также как и после спуска оборудования (инструмента), во время демонтажа превентора, перед монтажем и посадкой планшайбы или во время ремонта наземного оборудования (планшайбы, кабельного ввода, фонтанной арматуры и т.д.), герметизировать устье скважины, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля.

Конструкция пакера позволяет быстро проводить монтаж и демонтаж на скважине.

Цель изобретения достигается за счет следующих решений.

Вариант 1. Способ опрессовки превентора на скважине, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину, на длинну кабеля, находящегося на поверхности и без рубки кабеля, включает монтаж превентора с трубными плашками, проходной диаметр которых соответствует наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки), монтаж пакера устьевого - универсального в присоединительную муфту колонны насосно-компрессорных труб, находящихся в скважине, содержащего полый радиальный ствол и установленный поверх него полый радиальный корпус, наружний диаметр которого соответствует наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки) и проходному отверстию трубных плашек превентора, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен с помощью герметизирующего элемента, под корпусом, силовой кабель, ствол имеет резьбовые соединения по обоим концам, в верхнее из которых после устанавки корпуса на ствол наворачивается прижимная муфта с подъемным патрубком, на стволе над нижним резьбовым соединением размещен съемный центратор, причем под ним сохраняется открытая полость для ввода и/или протаскивания кабеля, с наружной части центратора выполнены продольные каналы и/или сквозные продольные радиальные отверстия для прохода жидкости, при этом в верхней части полости центратора выполнен радиальный паз с установленным в нем уплотнительным элементом, в который устанавливается нижняя торцевая часть корпуса и уплотняется при навороте прижимной муфты с подъемным патрубком на ствол, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, на герметизирующий элемент кабеля, установленный поверх ствола съемный полый радиальный корпус содержит муфту с вырезом для прохода и/или протаскивания кабеля, расположенную под прижимной муфтой с подъемным патрубком, на корпусе размещены глухая опорная и прижимная тарелки, радиальной и/или цилиндрической формы, имеющие с одной стороны торцевой части горизонтальную плоскость, а с другой стороны - форму конуса или бутылочного горла с внутренним проходным диаметром, соответствующим наружному диаметру корпуса, опорные тарелки имеют возможность радиального вращения и осевого перемещения вверх относительно корпуса, а прижимная - ограничена движению вверх буртом, между прижимной и опорной тарелками размещены один или несколько радиальных уплотнительных элементов, разделенных шайбами, после установки пакера в присоединительную муфту насосно-компрессорной трубы, свободный конец кабеля вводится в полость, расположенную под центратором, которую образует продольный глухой канал ствола совместно с корпусом, протаскивают кабель под корпусом с выходом его через вырез, расположенный в опорной муфте корпуса, под прижимной муфтой с подъемным патрубком, накладывают на кабель герметизирующий элемент, устанавливают уплотнительный элемент в радиальный паз, выполненный в полости центратора, наворачивают прижимную муфту с подъемным патрубком в резьбовое соединение ствола, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, после этого зацепляют элеватор за подъемный патрубок, поднимают пакер, освобождая с клиньев спайдера подвеску насосно-компрессорных труб, опускают пакер устьевой - универсальный со скоростью не более 1 м/с, сажают пакер за счет упора опорной тарелки в место сужения диаметра, расположенное в полости крестовины фонтанной арматуры, образованное за счет перехода с большего диаметра крестовины фонтанной арматуры или колонной головки на меньший диаметр колонного патрубка, причем уплотнительный элемент герметизирует интервал от места сужения диаметра до нижней точки отверстий затрубных задвижек так, чтобы отверстия оставались открытыми для прохода жидкости, после этого герметизируются плашки превентора на корпусе пакера, через затрубную задвижку в полость крестовины фонтанной арматуры с превентором нагнетается жидкость для создания избыточного давления со скоростью подъема давления не более 0,3-0,5 МПа/с, проводится техническая выдержка не менее 30 минут, оценивается изменение давления, принимается заключение о герметичности или негерметичности противовыбросового оборудования и крестовины фонтанной арматуры, сбрасывается давление в полости превентора и крестовины фонтанной арматуры со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывается пакер и сливается жидкость в скважину, пакер поднимается со скоростью не более 1 м/с, освобождается кабель обратным протаскиванием и пакер демонтируется.

Пакер имеет беспосадочный вариант пакерования при опрессовке превентора, без применения прижимной и опорной тарелок, за счет установки радиального уплотнительного элемента с двумя воротничками, выполненного в форме ласточкина хвоста, со снятыми наружными фасками, для ввода и вывода пакера из скважины, имеющего свойства при оказании на него гидравлического давления, одновременно равномерно деформироваться к телу корпуса пакера и к стенкам эксплуатационной колонны, герметизируя при этом затрубное пространство.

Вариант 2. Способ герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину, на длину кабеля, находящегося на поверхности, и без рубки кабеля, включает монтаж пакера устьевого - универсального в присоединительную муфту колонны насосно-компрессорных труб, находящихся в скважине, содержащего полый радиальный ствол и установленный поверх него полый радиальный корпус, наружный диаметр которого соответствует наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки) и проходному отверстию трубных плашек превентора, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен с помощью герметизирующего элемента, под корпусом, силовой кабель, ствол имеет резьбовые соединения по обоим концам, в верхнее из которых, после устанавки корпуса на ствол, наворачивается прижимная муфта с подъемным патрубком, на стволе над нижним резьбовым соединением размещен съемный центратор, причем под ним сохраняется открытая полость для ввода и/или протаскивания кабеля, с наружной части центратора выполнены продольные каналы и/или сквозные продольные радиальные отверстия для прохода жидкости, при этом в верхней части полости центратора выполнен радиальный паз с установленным в нем уплотнительным элементом, в который устанавливается нижняя торцевая часть корпуса и уплотняется при навороте прижимной муфты с подъемным патрубком на ствол, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, установленный поверх ствола съемный полый радиальный корпус содержит муфту с вырезом для прохода и/или протаскивания кабеля, расположенную под прижимной муфтой с подъемным патрубком, на корпусе размещены глухая прижимная и одна из, по меньшей мере, двух сменных опорных тарелок, радиальной и/или цилиндрической формы, имеющие с одной стороны торцевой части горизонтальную плоскость, а с другой стороны - форму конуса или бутылочного горла с внутренним проходным диаметром, соответствующим наружному диаметру корпуса, причем, одна из опорных тарелок - глухая, а вторая - промывочная и имеет сквозные поперечные радиальные отверстия, сообщающиеся с продольными каналами, расположенными в полости тарелки для прохода жидкости, опорные тарелки имеют возможность радиального вращения и осевого перемещения вверх относительно корпуса, а прижимная - ограничена движению вверх буртом, между прижимной и опорной тарелками размещены один или несколько радиальных уплотнительных элементов, разделенных шайбами, после установки пакера в присоединительную муфту насосно-компрессорной трубы, свободный конец кабеля вводят в полость, расположенную под центратором, которую образует продольный глухой канал ствола совместно с корпусом, протаскивают кабель под корпусом с выходом его через вырез, расположенный в опорной муфте корпуса, под прижимной муфтой с подъемным патрубком, накладывают на кабель герметизирующий элемент, устанавливают уплотнительный элемент в радиальный паз, выполненый в полости центратора, наворачивают прижимную муфту с подъемным патрубком в резьбовое соединение ствола, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, после этого зацепляют элеватор за подъемный патрубок, поднимают пакер, освобождая с клиньев спайдера подвеску насосно-компрессорных труб, опускают пакер устьевой - универсальный со скоростью не более 1 м/с, сажают пакер, за счет упора опорной тарелки, в место сужения диаметра, расположенное в полости крестовины фонтанной арматуры, образованное за счет перехода с большего диаметра крестовины фонтанной арматуры или колонной головки на меньший диаметр колонного патрубка, причем уплотнительный элемент герметизирует интервал от верхней точки отверстий затрубных задвижек до фланца крестовины фонтанной арматуры так, чтобы отверстия затрубных задвижек оставались открытыми для прохода жидкости, через сквозные радиальные отверстия, по продольным каналам, расположенным в полости опорной тарелки, в скважину в затрубное пространство, демонтаж превентора, установка фиксирующего фланца, выполненного в форме полумесяца, на фланец фонтанной арматуры или колонного фланца и крепление его шпильками.

Пакер устьевой - универсальный для осуществления способов по вариантам 1 и 2 включает полый радиальный ствол и установленный поверх него полый радиальный корпус, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен с помощью герметизирующего элемента под корпусом, силовой кабель, ствол имеет резьбовые соединения по обоим концам, в верхнее из которых после установки корпуса на ствол наворачивается прижимная муфта с подъемным патрубком, на стволе над нижним резьбовым соединением размещен съемный центратор, причем под ним сохраняется открытая полость для ввода и/или протаскивания кабеля, с наружной части центратора выполнены продольные каналы и/или сквозные продольные радиальные отверстия для прохода жидкости, при этом в верхней части полости центратора выполнен радиальный паз с установленным в нем уплотнительным элементом, в который устанавливается нижняя торцевая часть корпуса и уплотняется при навороте прижимной муфты с подъемным патрубком на ствол, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, установленный поверх ствола съемный полый радиальный корпус содержит муфту с вырезом для прохода и/или протаскивания кабеля, расположенную под прижимной муфтой с подъемным патрубком, на корпусе размещены глухая прижимная и одна из, по меньшей мере, двух сменных опорных тарелок, радиальной и/или цилиндрической формы, имеющие с одной стороны торцевой части горизонтальную плоскость, а с другой стороны - форму конуса или бутылочного горла с внутренним проходным диаметром, соответствующим наружному диаметру корпуса, причем одна из опорных тарелок - глухая, а вторая - промывочная и имеет сквозные поперечные радиальные отверстия, сообщающиеся с продольными каналами, расположенными в полости тарелки для прохода жидкости, опорные тарелки имеют возможность радиального вращения и осевого перемещения вверх относительно корпуса, а прижимная - ограничена движению вверх буртом, между прижимной и опорной тарелками размещены один или несколько радиальных уплотнительных элементов, разделенных шайбами.

Продольный глухой канал, и/или силовой кабель, или его жилы гуммирован или заполнен герметизирующим составом или компонентом.

Корпус и ствол пакера имеют поперечные и/или продольные бурты и/или резьбовую нарезку для установки контргаек, и/или поперечные и продольные пазы с резьбовыми расточками, в которые устанавливаются опорные шайбы со сквозными резьбовыми отверстиями, через которые жестко крепятся к корпусу и стволу пакера.

Для установки в нужный интервал прижимной и/или опорной тарелки на корпусе между буртом и прижимной тарелкой и/или между промывочной тарелкой и уплотнительным элементом устанавливаются съемные подгоночные кольца.

Пакер содержит радиальный уплотнительный элемент с двумя воротничками, выполненный в форме ласточкина хвоста, со снятыми наружными фасками, для ввода и вывода пакера из скважины, имеющего свойства при оказании на него гидравлического давления, одновременно равномерно деформироваться к телу корпуса пакера и к стенкам эксплуатационной колонны, герметизируя при этом затрубное пространство.

Технологическим решением является: создание способов 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, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля.

Техническим решением является: создание пакера устьевого - универсального и использование вместо плашек механического заякоривающего устройства, место сужения диаметра, расположенное в полости крестовины фонтанной арматуры, в которое садится опорная тарелка и пакеруется пакер. Это решение исключило применение металлических плашек заякоривающего устройства, исключив тем самым механическое воздействие на стенки эксплуатационной колонны, которое несет определенные риски при срыве пакера. Исключило определенные нагрузки на колонну насосно-компрессорных труб, связанные с манипуляциями, проводимыми при посадке и срыве пакера. Снабжение устройства съемным полым радиальным корпусом обеспечило надежную защиту силового кабеля, размещенного в продольном глухом канале на поверхности ствола пакера, по всей его длине и обеспечило герметичную установку плашек превентора на корпусе пакера. Применение сменных опорных тарелок позволило использовать пакер для различных операций, в частности снабжение его опорной тарелкой со сквозными радиальными отверстиями, сообщающимися с продольными каналами, расположенными в полости тарелки для прохода жидкости, устанавливаемая при герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, обеспечило контроль состояния скважины и проведение при необходимости ее глушения или промывки. Это решение исключило возможность возникновения неконтролируемого нефтегазоводопроявления во время отсутствия противовыбросового оборудования на устье скважины. Пакер также применим на скважинах, оборудованных насосно-компрессорными трубами без кабеля. Возможность применения пакера в различных операциях делает его универсальным.

Технический, технологический результат и экономический эффект от применения пакера достигается за счет:

усовершенствования конструкции устройства;

снижения аварийности;

сокращения затрат на проведение мероприятий;

сокращения времени на проведение работ;

опрессовки превентора на скважине, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину и без рубки кабеля;

герметизации устья скважины, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, во время отсутствия на скважине противовыбросового оборудования, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину и без рубки кабеля;

повышение техники безопасности и охраны труда, на пожароопасных объектах и охраны окружающей среды, при проведении работ.

Способы и устройство поясняются чертежами, на которых изображены:

На фигуре 1 - схема опрессовки превентора на скважине.

На фигуре 2 - схема герметизации устья скважины, с контролируемым состоянием скважины, ее промывки или глушения.

На фигуре 3 - схема сборки ствола пакера.

На фигуре 4 - схема сборки корпуса пакера для опрессовки превентора.

На фигуре 5 - схема сборки корпуса пакера для герметизации устья скважины.

На фигуре 6 - опорная тарелка со сквозными поперечными радиальными отверстиями, сообщающиеся с продольными радиальными каналами.

На фигуре 7 - схема установки уплотнительного элемента в центратор.

На фигуре 8 - схема загерметизированного устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, ее промывки или глушения.

На фигуре 9 - схема последовательности сборки пакера.

СБОРКА ПАКЕРА

Устанавливают на ствол 5 центратор 6, содержащий продольные наружные каналы 30 и фиксируют его буртами 35 и/или опорными шайбами 19, установленными в пазы 37, которые жестко крепятся к стволу 5 штифтами 20. Устанавливают уплотнительный элемент 10 в радиальный паз 11 центратора 6. Устанавливают на корпус 13 (снизу вверх) прижимную тарелку 15, затем уплотнительный элемент 18, далее глухую опорную тарелку 16 или промывочную 17, имеющую сквозные радиальные отверстия 26, сообщающиеся с продольными каналами 27, расположенными в полости тарелки 17, и фиксируют их буртами 35 и/или опорными шайбами 19, которые жестко крепятся к корпусу штифтами 20. Насаживают корпус 13 на ствол 5 и устанавливают нижней торцевой частью в паз 11, с установленным в нем уплотнительным элементом 10, при этом верхнее резьбовое соединение ствола 33 остается открытым. Наворачивают в верхнее резьбовое соединение 33 ствола 5 прижимную муфту 21 с подъемным патрубком 22 до упора, без усилия.

РАБОТА УСТРОЙСТВА

По варианту 1 (Фиг.1). После глушения скважины и демонтажа фонтанной арматуры превентор 1 с плашками 2, имеющими диаметр проходного отверстия, соответствующий наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки), устанавливается на крестовину фонтанной арматуры 3 и крепится шпильками 4. Наворачивают пакер резьбовым соединением 31 ствола 5 в присоединительную муфту 7 насосно-компрессорной трубы 8, находящейся в скважине. Вводят свободный конец кабеля 12, отсоединенный от клеммной коробки, в открытую полость, расположенную под центратором 6, которую образует продольный глухой канал 9, выполненный на стволе 5, совместно с корпусом 13. Выводят кабель 12 через вырез 32, расположенный в опорной муфте 14, размещенной на корпусе 13, и протаскивают. Накладывают на электрический кабель 12 герметизирующий элемент, и/или состав, и/или компонент и/или гуммируют (не показано). Затягивают с усилием прижимную муфту 21 с подъемным патрубком 22, оказывая при этом прижимное усилие на корпус 13, далее на уплотнительный элемент 10, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля. Зацепляют элеватор (не показан) за подъемный патрубок 22, поднимают пакер, освобождая с клиньев спайдера 23 подвеску насосно-компрессорных труб 8. Опускают пакер со скоростью не более 0,1 м/с до посадки опорной тарелки 16 в место сужения диаметра 36, расположенное внутри полости крестовины фонтанной арматуры 3. Опорная тарелка 16 остается на месте, а ствол пакера 5 под действием силы тяжести перемещается вниз, одновременно прижимая опорную муфту 14, толкая корпус 13 вниз. Прижимная тарелка 15 вместе с корпусом 13 продолжает движение вниз, тем самым сжимая уплотнительный элемент 18, деформируя его в радиальном направлении, прижимая к телу корпуса и к стенкам крестовины фонтанной арматуры 3. Герметизируется межтрубное пространство 29 в интервале - от места сужения диаметра 36 до нижней точки отверстий 25 затрубных задвижек 24. После этого герметизируются плашки 2 превентора 1 на корпусе пакера 13. Через затрубную задвижку 24 в полость крестовины фонтанной арматуры 3 с превентором 1 подается жидкость для создания давления со скоростью подъема давления не более 0,3-0,5 МПа/с. Проводится техническая выдержка не менее 30 минут, оценивается изменение давления, принимается заключение о герметичности или не герметичности противовыбросового оборудования 1 и крестовины фонтанной арматуры 3. Сбрасывается давление в полости превентора 1 и крестовины фонтанной арматуры 3 со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывается пакер и сливается жидкость в скважину, пакер поднимается со скоростью не более 1 м/с, освобождается кабель обратным протаскиванием и пакер демонтируется.

По варианту 2 (Фиг.2-8). После окончания спуска в скважину погружного электрического центробежного насоса (не показан) с силовым кабелем 12 на колонне насосно-компрессорных труб 8, наворачивают пакер резьбовым соединением 31 ствола 5 в присоединительную муфту 7 насосно-компрессорной трубы 8, находящейся в скважине. Вводят свободный конец кабеля 12, отсоединенный от клеммной коробки, в открытую полость, расположенную под центратором 6, которую образует продольный глухой канал 9, выполненный на стволе 5, совместно с корпусом 13. Выводят кабель 12 через вырез 32, расположенный в опорной муфте корпуса 13, и протаскивают. Накладывают на электрический кабель 12 герметизирующий элемент, и/или состав, и/или компонент и/или гуммируют (не показано). Затягивают с усилием прижимную муфту 21 с подъемным патрубком 22, оказывая при этом прижимное усилие на корпус 13, далее на уплотнительный элемент 10, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля. Зацепляют элеватор (не показан) за подъемный патрубок 22, поднимают пакер, освобождая с клиньев спайдера 23 подвеску насосно-компрессорных труб 8. Наворачивают шаровый кран (не показан), зацепляют элеватор (не показан) за подъемный патрубок шарового крана (не показан), поднимают пакер, освобождая с клиньев спайдера 23 подвеску насосно-компрессорных труб 8. Спускают пакер со скоростью не более 0,1 м/с до посадки опорной тарелки 17 в место сужения диаметра 36, расположенное внутри полости крестовины фонтанной арматуры 3. Опорная тарелка 17 остается на месте, а ствол пакера 5 под действием силы тяжести перемещается вниз, одновременно прижимая опорную муфту 14 и толкая корпус 13 вниз. Прижимная тарелка 15 вместе с корпусом 13 продолжает движение вниз, тем самым сжимая уплотнительный элемент 18, деформируя его в радиальном направлении, прижимая к телу корпуса и к стенкам крестовины фонтанной арматуры 3. Герметизируется межтрубное пространство 29 и устье скважины в интервале - от места сужения диаметра 36 до фланца 28 крестовины фонтанной арматуры 3. Освобождается элеватор, после чего демонтируется превентор.

1. Способ опрессовки превентора на скважине, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину, на длину кабеля, находящегося на поверхности, и без рубки кабеля, характеризующийся тем, что включает монтаж превентора с трубными плашками, проходной диаметр которых соответствует наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки), монтаж пакера устьевого - универсального в присоединительную муфту колонны насосно-компрессорных труб, находящихся в скважине, содержащего полый радиальный ствол и установленный поверх него полый радиальный корпус, наружный диаметр которого соответствует наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки) и проходному отверстию трубных плашек превентора, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен с помощью герметизирующего элемента под корпусом силовой кабель, ствол имеет резьбовые соединения по обоим концам, в верхнее из которых, после установки корпуса на ствол наворачивается прижимная муфта с подъемным патрубком, на стволе над нижним резьбовым соединением размещен съемный центратор, причем под ним сохраняется открытая полость для ввода и/или протаскивания кабеля, с наружной части центратора выполнены продольные каналы и/или сквозные продольные радиальные отверстия для прохода жидкости, при этом в верхней части полости центратора выполнен радиальный паз с установленным в нем уплотнительным элементом, в который устанавливается нижняя торцевая часть корпуса и уплотняется при навороте прижимной муфты с подъемным патрубком на ствол, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, установленный поверх ствола съемный полый радиальный корпус содержит муфту с вырезом для прохода и/или протаскивания кабеля, расположенную под прижимной муфтой с подъемным патрубком, на корпусе размещены глухая опорная и прижимная тарелки цилиндрической формы, имеющие с одной стороны торцевой части горизонтальную плоскость, а с другой стороны - форму конуса или бутылочного горла с внутренним проходным диаметром, соответствующим наружному диаметру корпуса, опорные тарелки имеют возможность радиального вращения и осевого перемещения вверх относительно корпуса, а прижимная - ограничена по движению вверх буртом, между прижимной и опорной тарелками размещены один или несколько радиальных уплотнительных элементов, разделенных шайбами, после установки пакера в присоединительную муфту насосно-компрессорной трубы свободный конец кабеля вводится в полость, расположенную под центратором, которую образует продольный глухой канал ствола совместно с корпусом, протаскивают кабель под корпусом с выходом его через вырез, расположенный в опорной муфте корпуса, под прижимной муфтой с подъемным патрубком, накладывают на кабель герметизирующий элемент, устанавливают уплотнительный элемент в радиальный паз, выполненный в полости центратора, наворачивают прижимную муфту с подъемным патрубком в резьбовое соединение ствола, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, после этого зацепляют элеватор за подъемный патрубок, поднимают пакер освобождая с клиньев слайдера подвеску насосно-компрессорных труб, опускают пакер устьевй - универсальный со скоростью не более 1 м/с, сажают пакер за счет упора опорной тарелки в место сужения диаметра, расположенное в полости крестовины фонтанной арматуры, образованное за счет перехода с большего диаметра крестовины фонтанной арматуры или колонной головки на меньший диаметр колонного патрубка, причем уплотнительный элемент герметизирует интервал от места сужения диаметра до нижней точки отверстий затрубных задвижек так, чтобы отверстия оставались открытыми для прохода жидкости, после этого герметизируются плашки превентора на корпусе пакера, через затрубную задвижку в полость крестовины фонтанной арматуры с превентором нагнетается жидкость для создания избыточного давления со скоростью подъема давления не более 0,3-0,5 МПа/с, проводится техническая выдержка не менее 30 минут, оценивается изменение давления, принимается заключение о герметичности или негерметичности противовыбросового оборудования и крестовины фонтанной арматуры, сбрасывается давление в полости превентора и крестовины фонтанной арматуры со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывается пакер и сливается жидкость в скважину, пакер поднимается со скоростью не более 1 м/с, освобождается кабель обратным протаскиванием и пакер демонтируется.

2. Способ опрессовки превентора на скважине, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину, на длину кабеля, находящегося на поверхности, и без рубки кабеля по п.1, отличающийся тем, что пакер имеет беспосадочный вариант пакерования при опрессовке превентора, без применения прижимной и опорной тарелок, за счет установки радиального уплотнительного элемента с двумя воротничками, выполненного в форме ласточкина хвоста, со снятыми наружными фасками для ввода и вывода пакера из скважины, имеющего свойства при оказании на него гидравлического давления, одновременно равномерно деформироваться к телу корпуса пакера и к стенкам эксплуатационной колонны, герметизируя при этом затрубное пространство.

3. Способ герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину, на длину кабеля, находящегося на поверхности, и без рубки кабеля, характеризующийся тем, что включает монтаж пакера устьевого - универсального в присоединительную муфту колонны насосно-компрессорных труб, находящихся в скважине, содержащего полый радиальный ствол и установленный поверх него полый радиальный корпус, наружный диаметр которого соответствует наружнему диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки) и проходному отверстию трубных плашек превентора, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен с помощью герметизирующего элемента под корпусом силовой кабель, ствол имеет резьбовые соединения по обоим концам, в верхнее из которых после установки корпуса на ствол наворачивается прижимная муфта с подъемным патрубком, на стволе над нижним резьбовым соединением размещен съемный центратор, причем под ним сохраняется открытая полость для ввода и/или протаскивания кабеля, с наружной части центратора выполнены продольные каналы и/или сквозные продольные радиальные отверстия для прохода жидкости, при этом в верхней части полости центратора выполнен радиальный паз с установленным в нем уплотнительным элементом, в который устанавливается нижняя торцевая часть корпуса и уплотняется при навороте прижимной муфты с подъемным патрубком на ствол, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, установленный поверх ствола съемный полый радиальный корпус содержит муфту с вырезом для прохода и/или протаскивания кабеля, расположенную под прижимной муфтой с подъемным патрубком, на корпусе размещены глухая прижимная и одна из, по меньшей мере, двух сменных опорных тарелок цилиндрической формы, имеющие с одной стороны торцевой части горизонтальную плоскость, а с другой стороны - форму конуса или бутылочного горла с внутренним проходным диаметром, соответствующим наружному диаметру корпуса, причем одна из опорных тарелок -глухая, а вторая - промывочная и имеет сквозные поперечные радиальные отверстия ,сообщающиеся с продольными каналами, расположенными в полости тарелки для прохода жидкости, опорные тарелки имеют возможность радиального вращения и осевого перемещения вверх относительно корпуса, а прижимная - ограничена по движению вверх буртом, между прижимной и опорной тарелками размещены один или несколько радиальных уплотнительных элементов, разделенных шайбами, после установки пакера в присоединительную муфту насосно-компрессорной трубы, свободный конец кабеля вводят в полость, расположенную под центратором, которую образует продольный глухой канал ствола совместно с корпусом, протаскивают кабель под корпусом с выходом его через вырез, расположенный в опорной муфте корпуса, под прижимной муфтой с подъемным патрубком, накладывают на кабель герметизирующий элемент, устанавливают уплотнительный элемент в радиальный паз, выполненный в полости центратора, наворачивают прижимную муфту с подъемным патрубком в резьбовое соединение ствола, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, после этого зацепляют элеватор за подъемный патрубок, поднимают пакер, освобождая с клиньев слайдера подвеску насосно-компрессорных труб, опускают пакер устьевой - универсальный со скоростью не более 1 м/с, сажают пакер, за счет упора опорной тарелки, в место сужения диаметра, расположенное в полости крестовины фонтанной арматуры, образованное за счет перехода с большего диаметра крестовины фонтанной арматуры или колонной головки на меньший диаметр колонного патрубка, причем уплотнительный элемент герметизирует интервал от верхней точки отверстий затрубных задвижек до фланца крестовины фонтанной арматуры так, чтобы отверстия затрубных задвижек оставались открытыми для прохода жидкости через сквозные радиальные отверстия по продольным каналам, расположенныМ в полости опорной тарелки, в скважину в затрубное пространство, демонтаж превентора, установка фиксирующего фланца, выполненного в форме полумесяца, на фланец фонтанной арматуры или колонного фланца и крепление его шпильками.

4. Пакер устьевой - универсальный для осуществления способов по пп.1 и 3, характеризующийся тем, что включает полый радиальный ствол и установленный поверх него полый радиальный корпус, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен с помощью герметизирующего элемента под корпусом силовой кабель, ствол имеет резьбовые соединения по обоим концам, в верхнее из которых после установки корпуса на ствол наворачивается прижимная муфта с подъемным патрубком, на стволе над нижним резьбовым соединением размещен съемный центратор, причем под ним сохраняется открытая полость для ввода и/или протаскивания кабеля, с наружной части центратора выполнены продольные каналы и/или сквозные продольные радиальные отверстия для прохода жидкости, при этом в верхней части полости центратора выполнен радиальный паз с установленным в нем уплотнительным элементом, в который устанавливается нижняя торцевая часть корпуса и уплотняется при навароте прижимной муфты с подъемным патрубком на ствол, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, установленный поверх ствола съемный полый радиальный корпус содержит муфту с вырезом для прохода и/или протаскивания кабеля, расположенную под прижимной муфтой с подъемным патрубком, на корпусе размещены глухая прижимная и одна из, по меньшей мере, двух сменных опорных тарелок цилиндрической формы, имеющих с одной стороны торцевой части горизонтальную плоскость, а с другой стороны - форму конуса или бутылочного горла с внутренним проходным диаметром, соответствующим наружному диаметру корпуса, причем одна из опорных тарелок - глухая, а вторая - промывочная и имеет сквозные поперечные радиальные отверстия, сообщающиеся с продольными каналами, расположенными в полости тарелки для прохода жидкости, опорные тарелки имеют возможность радиального вращения и осевого перемещения вверх относительно корпуса, а прижимная -ьбограничена по движению вверх буртом, между прижимной и опорной тарелками размещены один или несколько радиальных уплотнительных элементов, разделенных шайбами.

5. Пакер устьевой - универсальный по п.3, отличающийся тем, что продольный глухой канал, и/или силовой кабель, или его жилы гуммирован или заполнен герметизирующим составом или компонентом.

6. Пакер устьевой - универсальный по п.3, отличающийся тем, что корпус и ствол пакера имеют поперечные и/или продольные бурты, и/или резьбовую нарезку для установки контргаек, и/или поперечные и продольные пазы с резьбовыми расточками, в которые устанавливаются опорные шайбы со сквозными резьбовыми отверстиями, через которые жестко крепятся к корпусу и стволу пакера.

7. Пакер устьевой - универсальный по п.3, отличающийся тем, что для установки в нужный интервал прижимной и/или опорной тарелки, на корпусе между буртом и прижимной тарелкой и/или между промывочной тарелкой и уплотнительным элементом, устанавливаются съемные подгоночные кольца.

8. Пакер устьевой - универсальный по п.3, отличающийся тем, пакер содержит радиальный уплотнительный элемент с двумя воротничками, выполненный в форме ласточкиного хвоста, со снятыми наружными фасками, для ввода и вывода пакера из скважины, имеющего свойства при оказании на него гидравлического давления, одновременно равномерно деформироваться к телу корпуса пакера и к стенкам эксплуатационной колонны, герметизируя при этом затрубное пространство.



 

Похожие патенты:

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.

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 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.

Настоящее изобретение относится к способу и защитному устройству для защиты по меньшей мере одного барьера (5) скважины от чрезмерных изгибающих моментов от райзера (2). Защитное устройство согласно настоящему изобретению выполнено с возможностью определения критических изгибающих нагрузок в или между барьером (5) скважины и/или райзером (2) и может содержать средство определения изменений кривизны между несущей нагрузку трубой райзера (2) и ненагруженным жестким корпусом (18), прикрепленным к трубе райзера (2) или вблизи трубы, средство, выполненное с возможностью измерения относительного расстояния (d) между несущей нагрузку трубой райзера (2) и ненагруженным жестким корпусом (18), и средство запуска отсоединения разъемного соединителя (6) райзера, когда расстояние (d) между несущей нагрузку трубой райзера (2) и ненагруженным жестким корпусом (18) достигает значения заданного критического расстояния (dc). 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 13 ил.
Наверх