Оборудование устья скважины



Оборудование устья скважины
Оборудование устья скважины

 


Владельцы патента RU 2546707:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов. Техническим результатом является упрощение монтажа уплотнительного ниппеля, повышение качества отбираемой пробы и исключение сварочных работ на устье скважины для приварки пробоотборных кранов с отводами. Оборудование устья скважины включает трубодержатели первого и второго рядов труб, уплотнительный ниппель первого ряда и пробоотборники. Уплотнительный ниппель выполнен в виде втулки с конусными поверхностями на концах. В трубодержателях первого и второго рядов изготовлены фаски, выполненные с возможностью герметичного взаимодействия с соответствующими конусными поверхностями уплотнительного ниппеля. Каждый пробоотборник выполнен в виде полого заглушенного цилиндра с поршнем и снабжен регулировочным устройством, создающим противодавление. Регулировочное устройство может быть выполнено в виде регулируемого клапана или в виде набора грузов, устанавливаемых на поршень или цилиндр. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к устьевому оборудованию скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.

Известно устройство для отбора пробы продукции скважины (патент на полезную модель RU №110408, МПК Е21В 49/08, G01N 1/10, F17D 3/10, опубл. 20.11.2011, бюл. №32), включающее манифольдную линию, пробоотборный кран, причем устройство содержит фрагмент манифольдной линии в сборе с байпасной линией, монтируемой в горизонтальной плоскости, с размещенными на ней трехходовым вентилем, пробоотборным краном и обратным клапаном, которое сообщено с полостью колонны труб устьевой арматуры, включающей разъемный корпус с каналом сообщения с полостью колонны труб, каналом сообщения с межтрубным пространством и дополнительным каналом с обратным клапаном для сообщения полости колонны труб с межтрубным пространством, устьевой сальник для уплотнения полированного штока глубинного штангового насоса и запорные устройства на выходах всех каналов.

Недостатком известного устройства при удовлетворительном качестве отобранной пробы является относительная сложность конструкции, заключающаяся в необходимости изготовления с помощью сварки на линии сбора байпасной линии и его оснащения, кроме крана для отбора пробы, дополнительными трехходовым краном и обратным клапаном.

Известна устьевая двухствольная арматура (патент RU №2305747, МПК Е21В 33/03, опубл. 10.09.2007, бюл. №25), включающая трубодержатель первого ряда труб с двумя каналами, один из которых оснащен верхней и нижней резьбами, и трубодержатель второго ряда труб с верхней и нижней резьбами, причем трубодержатель первого ряда труб выполнен в виде диска с отверстиями для крепления к устью скважины, а трубодержатель второго ряда - в виде полой втулки с возможностью герметичной фиксации непосредственно во втором канале трубодержателя первого ряда труб, кроме того, по крайней мере одна из осей верхних резьб трубодержателей смещена или отклонена относительно соответствующей оси нижней резьбы во внешнюю сторону, а также на трубодержателе первого ряда труб сверху по периметру выполнены выборки над частью отверстий, с пробоотборными кранами, установленными в нижней части прямолинейного горизонтального участка манифольдных линий системы сбора продукции скважин, сообщенных с каналами трубодержателей.

Недостатки известного устройства следующие:

- во-первых, для практического использования устройства его необходимо дополнительно оснастить отводами, запорными устройствами и одним или несколькими устьевыми сальниками - «елкой», что достаточно сложно и трудоемко из-за необходимости поочередной последовательной сборки вышеназванных элементов «елки» для каждого ряда труб в связи с малым межосевым расстоянием, а также приводит к чрезмерному увеличению высоты арматуры, что, в свою очередь, приводит к сложностям и небезопасности обслуживания арматуры, сложностям при монтаже наземного оборудования, например, станков-качалок и др.;

- во-вторых, арматура с использованием устройства, включающая тройники, сальники и запорные устройства, имеет недостаточную надежность из-за большого количества соединений, работающих под давлением.

Наиболее близким по техническому решению является оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб (патент SU №375369, МПК Е21В 33/03, опубл. 23.03.1973, бюл. №16), включающее трубодержатель первого ряда труб, трубодержатель второго ряда труб с фланцами, катушку с фланцами, уплотнительный ниппель, причем с целью осуществления возможности подвески всех возможных сочетаний труб без изгиба их, верхний фланец катушки размещен эксцентрично относительно оси катушки, а нижний фланец трубодержателя второго ряда труб эксцентрично относительно оси трубодержателя второго ряда труб с пробоотборными кранами, установленными в нижней части прямолинейного горизонтального участка манифольдных линий системы сбора продукции скважин. Недостатки известного устройства следующие:

- во-первых, наличие катушки, приводящее к дополнительным затратам времени на ее монтаж, снижению надежности устьевого оборудования в общем из-за лишних соединений, работающих под давлением;

- во-вторых, при монтаже трубодержателя второго ряда труб затруднено завинчивание трубным ключом уплотнительного ниппеля в трубодержатель первого ряда труб из-за недостаточного расстояния между элеватором, на котором подвешен второй ряд труб, и ниппелем, к тому же по наружному диаметру ниппеля установлено уплотнение, поэтому необходимо использование специального ключа с зацеплением за внутреннюю поверхность ниппеля сверху. Проблема усугубляется при необходимости подвески второго ряда труб в скважине в натянутом состоянии для гарантированной фиксации низа ряда труб, например, при посадке пакера, так как при этом доступ к ниппелю сверху ограничен трубодержателем второго ряда труб. Завинчивание ниппеля при подвешенном на крюке агрегата для ремонта скважин втором ряде труб без страховки элеватором для работы трубным ключом расценивается как нарушение техники безопасности, так как может привести к защемлению конечностей работающего персонала.

Общим недостатком последних двух названных известных устройств являются получаемые недостоверные результаты исследования свойств продукции (обводненности, состава и др.) вследствие того, что пробоотборный кран с отводом приваривается в нижней части горизонтального трубопровода, проба продукции скважины отбирается только с нижних слоев расслоившегося потока, к тому же пробоотборный кран находится в застойной области,поэтому велика вероятность его засорения механическими частицами, парафином и другими отложениями и коррозии рабочих поверхностей крана, так как нижним слоем потока продукции обычно является высокоминерализованная вода, что в итоге приводит к преждевременному выходу крана из строя.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются упрощение монтажа уплотнительного ниппеля, повышение качества отбираемой пробы за счет отбора пробы в месте, максимально приближенном к выходу колонны труб, при давлении, близком к давлению потока, с исключением сварочных работ на устье скважины для приварки отвода с пробоотборным краном, упрощение конструкции, изготовления и ремонта устьевого оборудования, снижение его металлоемкости за счет исключения катушки, а также оптимизация габаритов устьевого оборудования, что в совокупности позволит существенно снизить стоимость его изготовления и обслуживания.

Поставленные задачи решаются оборудованием устья скважины, включающим трубодержатели первого и второго рядов труб, уплотнительный ниппель первого ряда, пробоотборники.

Новым является то, что уплотнительный ниппель выполнен в виде втулки с конусными поверхностями на концах, а в трубодержателях первого и второго рядов изготовлены фаски, выполненные с возможностью герметичного взаимодействия с соответствующими конусными поверхностями уплотнительного ниппеля, причем трубодержатели снабжены соответствующими пробоотборными каналами, максимально приближенными к выходам рядов труб, при этом пробоотборные каналы снабжены соответствующими отсекающими устройствами, оборудование устья скважины снабжено одним или двумя пробоотборниками, при этом каждый пробоотборник выполнен в виде полого заглушенного цилиндра с поршнем, пространство которого между поршнем и заглушенной частью сообщено с соответствующим пробоотборным каналом через дополнительное запорное устройство, другое пространство цилиндра сообщено с наружным пространством, причем каждый пробоотборник снабжен регулировочным устройством, создающим противодавление, не превышающее давление в соответствующем пробоотборном канале, но исключающее дегазацию пробы.

Новым является также то, что регулировочное устройство выполнено в виде регулируемого клапана, через которое цилиндр пробоотборника сообщен с наружным пространством.

Новым является также то, что цилиндр пробоотборника установлен вертикально с сообщением с наружным пространством сверху, а регулировочное устройство выполнено в виде набора грузов, устанавливаемых на поршень или цилиндр.

Новым является также то, что цилиндр пробоотборника установлен вертикально с сообщением с наружным пространством сверху, а регулировочное устройство выполнено в виде набора грузов, устанавливаемых на поршень или цилиндр, и регулируемого клапана, через которое цилиндр пробоотборника сообщен с наружным пространством.

На фиг. 1 изображена схема оборудования устья скважины; на фиг. 2 - разрез А-А.

Оборудование устья скважины включает трубодержатели 1 (фиг. 1) и 2 первого 3 и второго 4 рядов труб соответственно, уплотнительный ниппель 5 первого ряда 3, пробоотборники 6.

Уплотнительный ниппель 5 выполнен в виде втулки 7 с конусными поверхностями 8 на концах, а в трубодержателях 1 и 2 первого 3 и второго 4 рядов изготовлены фаски 9, выполненные с возможностью герметичного взаимодействия с соответствующими конусными поверхностями 8 уплотнительного ниппеля 5. Уплотнительный ниппель 5 изготавливается из материалов с твердостью конусных поверхностей 8 меньшей, чем твердость материала трубодержателей 1 и 2, для обеспечения возможности сминания поверхности более мягкого материала под действием нагрузки с целью гарантированной герметизации соединения.

Трубодержатели 1 и 2 снабжены соответствующими пробоотборными каналами 10 и 11 наименьшей длины, исключающей скапливание механических примесей, воды и паров и, максимально приближенными к выходам рядов труб 3 и 4 соответственно, при этом пробоотборные каналы 10 и 11 снабжены соответствующими отсекающими устройствами 12 и 13. Оборудование устья скважины снабжено одним или двумя пробоотборниками 6, при этом каждый пробоотборник выполнен в виде полого заглушенного цилиндра 14 с поршнем 15, пространство 16 которого между поршнем 15 и заглушенной частью 17 сообщено с соответствующим пробоотборным каналом 10 или 11 через дополнительное запорное устройство 18, другое пространство 19 цилиндра 14 сообщено с наружным пространством, причем каждый пробоотборник 6 снабжен регулировочным устройством 20, создающим противодавление, не превышающее давление в соответствующем пробоотборном канале 10 или 11, но исключающее дегазацию пробы. Пространство 19 может быть заполнено несжимаемой жидкостью (водным раствором хлористого натрия, нефтью, водой или др.), воздухом или др.

Расположение пробоотборных каналов 10 и 11 зависит от конструктивного исполнения трубодержателей 1 и 2 соответственно и оборудования устья скважины. Наиболее предпочтительным вариантом является расположение каналов 10 и 11 как показано на фиг. 1-2. Также каналы 10 и 11 могут быть сообщены с каналами 21 и 22 (фиг. 2) соответственно при их максимально близком расположении к выходам рядов труб 23 и 24 соответственно, например, установив на выходах из каналов 21 и 22 в качестве запорного устройства трехходовые краны (на фигурах не показаны) с присоединением непосредственно к трубодержателям 1 и 2 соответственно, например, через фланцевые соединения, что позволит обойтись без отдельных отсекающих устройств 12 и 13 соответственно.

Пробоотборник 6 изготовлен из материалов, стойких к влиянию продукции скважины и наружного пространства, например, из коррозионно-стойкой стали, композитных или других материалов, и разработан на такое же рабочее давление, как и устьевая арматура, для широко применяемых устьевых арматур установок для добычи нефти рабочее давление составляет 14 МПа. Объем пространства 16 под поршнем 15 цилиндра 14 пробоотборника 6 рассчитывается исходя из объема пробы, необходимой и достаточной для анализа продукции скважины, а объем пространства 19 над поршнем 15 -исходя из конструкции регулировочного устройства 20 и должен быть не менее объема пространства 16 при крайнем положении поршня 15, приближенном к заглушенной части 17 цилиндра 14.

Регулировочное устройство 20 может быть выполнено в виде регулируемого клапана 20′ с бесступенчатой регулировкой величины открытия или усилия поджатия пружиной, а также в виде сменных штуцеров со ступенчатой регулировкой, или другого аналогичного устройства, через которое цилиндр 14 сообщен с наружным пространством.

При размещении цилиндра 14 пробоотборника 6 близко к вертикальному положению с сообщением с наружным пространством сверху, регулировочное устройство 20 также может быть выполнено в виде набора грузов 20″, устанавливаемых на поршень 15 или цилиндр 14. В качестве груза 20″ могут быть использованы емкость с жидкостью, металлические утяжелители или др.

Также регулировочное устройство 20 может быть выполнено в виде набора грузов 20″, устанавливаемых на поршень 15 или цилиндр 14, и регулируемого клапана 20′, через которое цилиндр 14 сообщен с наружным пространством, если цилиндр 14 пробоотборника 6 установлен вертикально с сообщением с наружным пространством сверху.

В зависимости от расположения места проведения анализа продукции скважины пробоотборник 6 может быть переносным или стационарным. В качестве переносного предполагается использование варианта пробоотборника 6 с регулировочным устройством 20 в виде регулировочного клапана 20′ как наиболее мобильного варианта. Стационарными предполагается использовать пробоотборники 6 с регулировочным устройством 20 в виде набора грузов 20″ при давлениях насыщения менее 100 кПа или регулировочного клапана 20′ и набора грузов 20″ при давлениях насыщения свыше 100 кПа.

Для определения только обводненности продукции или наличия механических примесей, или других свойств продукции при давлении насыщения менее 40 кПа возможен отбор в атмосферный (открытый) сосуд (на фигурах не показан). Для этого сосуд подводится под отсекающее устройство 12 или 13, после открытия которого заполняется необходимым объемом пробы. Сосуд герметично закрывается крышкой или пробкой (на фигурах не показаны).

Пробоотборник 6 может быть автоматическим или ручным в зависимости от привода отсечного устройства 12 или 13, например электрического, электромагнитного, пневматического или другого привода. Такой пробоотборник 6 в стационарном исполнении может отбирать пробу автоматически в точно назначенное время или через определенные промежутки времени или по другим критериям.

Работа устройства осуществляется следующим образом.

После спуска в скважину 25 (фиг. 1) первого ряда труб 3 с необходимым скважинным оборудованием, например, пакером, насосом или другим оборудованием (на фигурах не показано), на устье скважины, например, на колонный фланец 26, муфту или другой элемент устья, герметично, например, через уплотнительную прокладку, сальниковую набивку или другое уплотнение, монтируют трубодержатель 1 с подвешенным первым рядом труб 3. После спуска второго ряда труб 4 с необходимым скважинным оборудованием через канал 27 трубодержателя 1 первого ряда труб 3 подвешивают второй ряд труб 4 за верхнюю муфту (на фигуре не показан) на трубодержателе 1 первого ряда труб 3, используя элеватор (на фигурах не показан). Устанавливают уплотнительный ниппель 5 на фаску 9 свободного канала трубодержателя 1, сообщенного с выходом 23 первого ряда труб 3. Заворачивают трубодержатель 2 второго ряда труб 4 через патрубок (на фигурах не показан) к муфте второго ряда труб 4 и, убрав элеватор, устанавливают трубодержатель 2 на трубодержатель 1, совместив фаску 9 трубодержателя 2 и коническую поверхность 8 уплотнительного ниппеля 5 первого ряда труб 3.

Трубодержатели 1 и 2 первого 3 и второго 4 рядов труб могут быть выполнены в виде диска, втулки и другой конструкции. В случае выполнения трубодержателей 1 и 2 в виде диска, как показано на фиг. 1, трубодержатели 1 и 2 герметично соединяются с колонным фланцем 26, например, через фланцевые соединения с уплотнительными прокладками 28 и 29 и шпилечными соединениями 30.

Для отбора пробы продукции скважины пробоотборник 10 (фиг. 1) в случае переносной конструкции с закрытым запорным устройством 20 присоединяется непосредственно к отсекающему устройству 11 или через гибкий трубопровод 29 минимально возможной для удобства работы длины к отсекающему устройству 11 с минимальным числом изгибов, не более 1, без образования расширений, карманов и других мест, где могут скапливаться механические примеси, вода и пары.

При выполнении регулировочного устройства 20 в виде регулируемого клапана 20′, через которое цилиндр 14 сообщен с наружным пространством, далее необходимо закрыть регулируемый клапан 20′, открыть отсекающее устройство 12 или 13, потом запорное устройство 18. Ориентируясь на показания манометра на трубопроводе линии системы сбора продукции скважины, открыть регулируемый клапан 20′ до начала выхода воздуха из пространства 19 цилиндра 14, при этом под давлением продукции скважины, незначительно превышающем давление в пространстве 19, поршень 15 движется в сторону от канала 10 или 11 сообщения с пространством 23 первого ряда труб 3 или 24 второго ряда труб 4 соответственно. Чем меньше открыт регулируемый клапан 20′, тем меньше перепад давления между пространством 16 и пространством 19 цилиндра 14 и меньше будет выделяться газ из продукции скважины в пробоотборнике 6. Когда выход воздуха из пространства 19 цилиндра 14 прекратится, закрыть последовательно запорное устройство 18, отсекающее устройство 12 или 13 и регулируемый клапан 20′. В случае переноса отобранной пробы до места исследования пробоотборник 6 отсоединяется от отсекающего устройства 12 или 13 или от гибкого трубопровода 31.

Пробоотборник 6 можно дооборудовать манометром 32 с сообщением с пространством 16 цилиндра 14. Тогда, отобрав серию проб при разных величинах открытия регулируемого клапана 20′ и фиксируя при этом значения давления по манометру 32, можно определять давление насыщения продукции газами.

При выполнении регулировочного устройства 20 в виде набора грузов 20″, устанавливаемых на поршень 15 (при неподвижном цилиндре 14) или цилиндр 14 (при неподвижном поршне 15), необходимо заранее до присоединения к отсекающему устройству 12 или 13, исходя из величины давления насыщения, предварительно определенного, как описано выше, на поршень 15 или цилиндр 14 положить набор грузов 20″ весом, равным произведению давления насыщения на площадь поперечного сечения цилиндра 14 по внутреннему диаметру без учета веса поршня 15 или цилиндра 14. Например, при применении конструкции стационарного пробоотборника 6 с неподвижным поршнем 15 и подвижным цилиндром 14, давлении насыщения продукции газами 40 кПа, площади поперечного сечения цилиндра 0,0079 м и весе цилиндра 100 Η на цилиндр необходимо положить набор грузов весом 216 Н. Далее при закрытом запорном устройстве 18 пробоотборник 6 присоединяется непосредственно к отсекающему устройству 12 или 13 или через гибкий трубопровод 32 к отсекающему устройству 12 или 13. Цилиндр 14 располагается как можно ближе к вертикальному положению для создания регулирующим устройством 20 в виде грузов 20″ необходимого противодавления. При открытии последовательно отсекающего устройства 12 или 13, запорного устройства 18 продукция из скважины попадает в пространство 16 цилиндра 14 пробоотборника 6 и поднимает поршень 15 до крайнего верхнего положения, при этом среда, находящаяся в пространстве 19 над поршнем 15, вытесняется в наружное пространство. Описанный пробоотборник 6 с регулировочным устройством 20 в виде набора грузов 20″ авторы считают целесообразным применять при небольших давлениях насыщения по причине увеличения веса набора грузов прямо пропорционально увеличению давления.

В случае выполнения регулировочного устройства 20 в виде набора грузов 20″, устанавливаемых на поршень 15, и регулируемого клапана 20′, через которое цилиндр 15 сообщен с наружным пространством, необходимо предварительно отрегулировать регулировочное устройство 20 в виде набора грузов 20″ аналогично регулировочному устройству 20 без регулировочного клапана 20′. Например, при применении конструкции стационарного пробоотборника 6 для аналогичных условий, описанных в предыдущем абзаце, с неподвижным поршнем 15 и подвижным цилиндром 14 на цилиндр 14 положить набор грузов весом, например, 100 Н, а оставшееся противодавление создать с помощью регулировочного клапана 20′. Произвести отбор пробы аналогично пробоотборнику 6 с регулировочным устройством 20 в виде регулируемого клапана 20′. Такой пробоотборник 6 позволяет отбирать пробу при давлении пробы, наиболее близком к давлению продукции, что актуально при отборе пробы легкоиспаряющейся нефти или нефтепродуктов с давлением насыщенных паров более 40 кПа.

Предложенное техническое решение существенно упрощает процесс монтажа уплотнительного ниппеля 5 (фиг. 1) и исключает нарушение техники безопасности при монтаже из-за исключения необходимости завинчивания уплотнительного ниппеля 5 в трубодержатель 1 первого ряда труб 3. Конические поверхности 8 уплотнительного ниппеля 5, взаимодействуя с фасками 9 трубодержателей 1 и 2, позволяют получить герметичное соединение и к тому же облегчают монтаж трубодержателя 2 с подвешенным вторым рядом труб 4, направляя его вдоль ниппеля 5 в необходимое положение с совмещением отверстий под шпильки (на фигурах не показаны) и шпилек шпилечных соединений 30.

Также предложенное техническое решение позволяет производить отбор пробы с составом, максимально приближенным к составу продукции на устье скважины. Расположение точки отбора пробы, максимально приближенное к выходу колонны труб в арматуре, гарантирует гомогенность потока в зоне отбора (поток не разделен на слои, что происходит при отборе пробы на манифольдной линии системы сбора продукции), поэтому нет необходимости в применении дополнительных устройств, усложняющих конструкцию устьевой арматуры и создающих дополнительное сопротивление потоку продукции, для смешивания слоев потока продукции. За счет использования каналов 10 и 11 наименьшей длины с минимальным числом изгибов, без расширений, карманов и других несовершенств сводится к минимуму потеря энергии отбираемой пробы и основного потока - сохраняется изокинетичность потока и отбираемой пробы (равенство скоростей движения продукции в потоке и на входе в пробоотборник). Причем дополнительно исключаются места, где могут скапливаться механические примеси, парафин, отслаиваться вода, выделяться пары, газы и другие условия, препятствующие получению качественной пробы.

Устьевая арматура с завода будет комплектоваться одним или двумя пробоотборниками, поэтому исключается необходимость сварочных работ на устье скважины для приварки отводов с пробоотборными кранами, требующих принятия мер противопожарной безопасности (нейтрализация взрывоопасных газов, получение разрешения на сварочные работы и др.).

Предложенное решение отличается простотой реализации, и оборудование возможно изготовить без специфичной оснастки. Устьевую арматуру необходимо доработать, сделав резьбовые отверстия и оборудовав пробоотборными кранами на рабочее давление арматуры.

За счет расположения отсекающих устройств 12 и 13 максимально приближенными к выходам 23 первого ряда труб 3 и 24 второго ряда труб 4 соответственно каналы 10 и 11 постоянно промываются однородным потоком продукции, что исключает вероятность засорения механическими частицами, находящимися в продукции, существенно сокращающее безотказный срок службы отсекающих устройств 12 и 13, поэтому их срок службы будет не меньше срока службы устьевой арматуры, при этом исключаются утечки из-за их неисправности и простои скважины для их устранения. По причине отбора пробы при давлении, близком к давлению потока продукции, и слива пробы из пробоотборника 6 под весом поршня 15 на внутренних стенках цилиндра 14 пробоотборника 6 вероятность отложения парафина, механических примесей и др. веществ, препятствующих качественному анализу пробы, исключается, поэтому нет необходимости в разборке пробоотборника 6 для очистки. Все остальные узлы пробоотборника 6 находятся снаружи и при необходимости могут быть в любое время отремонтированы без остановки процесса добычи. Все перечисленное в итоге приводит к снижению стоимости обслуживания и ремонта оборудования устья скважины при гарантированном выполнении своих функций.

Благодаря использованию предлагаемого устройства упрощается монтаж уплотнительного ниппеля, повышается качество отбираемой пробы за счет отбора пробы в месте, максимально приближенном к выходу колонны труб и при давлении, близком к давлению потока, исключаются сварочные работы на устье скважины для приварки пробоотборных кранов с отводами, упрощаются конструкция, изготовление и ремонт устьевого оборудования, снижается его металлоемкость за счет исключения катушки при удовлетворительных габаритах, что в совокупности позволяет существенно снизить стоимость изготовленного на основе предлагаемого решения устьевого оборудования и стоимость его обслуживания.

1. Оборудование устья скважины, включающее трубодержатели первого и второго рядов труб, уплотнительный ниппель первого ряда, пробоотборники, отличающееся тем, что уплотнительный ниппель выполнен в виде втулки с конусными поверхностями на концах, а в трубодержателях первого и второго рядов изготовлены фаски, выполненные с возможностью герметичного взаимодействия с соответствующими конусными поверхностями уплотнительного ниппеля, причем трубодержатели снабжены соответствующими пробоотборными каналами, максимально приближенными к выходам рядов труб, при этом пробоотборные каналы снабжены соответствующими отсекающими устройствами, оборудование устья скважины снабжено одним или двумя пробоотборниками, при этом каждый пробоотборник выполнен в виде полого заглушенного цилиндра с поршнем, пространство которого между поршнем и заглушенной частью сообщено с соответствующим пробоотборным каналом через дополнительное запорное устройство, другое пространство цилиндра сообщено с наружным пространством, причем каждый пробоотборник снабжен регулировочным устройством, создающим противодавление, не превышающее давление в соответствующем пробоотборном канале, но исключающее дегазацию пробы.

2. Оборудование устья скважины по п. 1, отличающееся тем, что регулировочное устройство выполнено в виде регулируемого клапана, через которое цилиндр пробоотборника сообщен с наружным пространством.

3. Оборудование устья скважины по п. 1, отличающееся тем, что цилиндр пробоотборника установлен вертикально с сообщением с наружным пространством сверху, а регулировочное устройство выполнено в виде набора грузов, устанавливаемых на поршень или цилиндр.

4. Оборудование устья скважины по п. 1, отличающееся тем, что цилиндр пробоотборника установлен вертикально с сообщением с наружным пространством сверху, а регулировочное устройство выполнено в виде набора грузов, устанавливаемых на поршень или цилиндр, и регулируемого клапана, через который цилиндр пробоотборника сообщен с наружным пространством.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к измерению общего содержания газа в нетрадиционных коллекторских породах, таких как нетрадиционные газоносные пласты-коллекторы, которые могут встречаться в осадочных породах, вулканических или метаморфических породах.

Изобретение относится к способу и системе для анализа свойств флюидов в микрофлюидном устройстве. Флюид вводится под давлением в микроканал, и в ряде мест, расположенных вдоль микроканала, оптически детектируются фазовые состояния флюида.

Изобретение относится к гидродинамическим и гидрохимическим исследованиям вод торфяных почв. Техническим результатом является определение изменения химического состава болотных вод по глубине торфяной залежи в условиях их гидродинамического режима во времени.

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины.

Группа изобретений относится к области отбора проб из геологических пластов и анализа при оценивании и испытании пластов. Техническим результатом является усовершенствование скважинных систем датчиков, чтобы сделать системы более гибкими и приспосабливаемыми для скважинных применений.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины.

Изобретение относится к способу планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте. Техническим результатом является увеличение эффективности и/или производительности операции отбора проб пластовой текучей среды или работы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при отборе проб жидкости из трубопровода. Устройство включает пробозаборную трубку, смонтированную в трубопроводе перпендикулярно движению потока и имеющую входное отверстие щелевидной формы со стороны движения потока.

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора.

Изобретение относится к способу исследования, обеспечивающего оценку части природного газа, добываемого из плотных газовых коллекторов, с помощью анализа изотопного состава извлеченного газа и корреляции этого изотопного состава с коэффициентом газоотдачи.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида из двух пластов одной скважиной.

Группа изобретений относится к способам и средствам, обеспечивающим измерение параметров продуктивных слоев, и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Установка содержит колонну лифтовых труб, пакер с кабельным вводом, гидравлический коллектор, возвратно-поступательный насос и электроприводной центробежный насос с запорно-промывочным клапаном, соединенный с пакером промежуточной трубой, и кабель электропитания.

Группа изобретений относится к добыче нефти и может быть применена для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Установка по первому варианту содержит колонну лифтовых труб, два пакера, наземную станцию управления, электрический кабель, питающий электродвигатель погружного насоса, скважинную камеру, корпус которой с торцов ограничен муфтами перекрестного течения, сообщающуюся через продольные каналы муфт, с одной стороны, с выходным патрубком погружного насоса, а с другой, - с колонной лифтовых труб, два блока регулирования притока и учета флюида нижнего и верхнего пластов в отдельности, содержащие модули телеметрии, измеряющие физические величины состояния флюидов, и регулируемые электроклапаны.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты.

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти скважинами с горизонтальным окончанием.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает пакер, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу эксплуатационных объектов.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации месторождений. Установка включает добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины с возможностью гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве нагнетательной скважины на пластовую воду и углеводородный флюид, устьевую арматуру с задвижками.

Изобретение относится к бурению геотермальных или нефтяных скважин и касается способа установки и конструкции двухстенной изолированной эксплуатационной колонны труб.
Наверх