Способ ремонта основного фланца устья скважины на месте

Авторы патента:


Способ ремонта основного фланца устья скважины на месте
Способ ремонта основного фланца устья скважины на месте
Способ ремонта основного фланца устья скважины на месте

 


Владельцы патента RU 2564307:

Сторенжи (FR)

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.

 

Данное изобретение имеет отношение к способу выполнения ремонта основного устьевого фланца на месте, а также к приспособлениям по ремонту такого фланца на месте.

Основной фланец устья скважины - элемент, который обеспечивает герметичное соединение между обсадной трубой, идущей из забоя скважины, и наземным объектом, от которого по соединительным трубам передается продукт, производимый скважиной, например нефть, газ или вода, к распределительной системе.

Основной фланец, который устанавливается во время строительства скважины, может изнашиваться с течением времени, в частности из-за коррозии, что приводит к утечкам. Когда требуется отремонтировать основной фланец, необходимо остановить скважину, прочистить ее и демонтировать устье скважины, чтобы отремонтировать основной фланец и смежные элементы, в частности трубу, на которой установлено устье скважины, или, если необходимо, установить новые детали.

Остановка скважины - дорогостоящая процедура, она допустима только в исключительных случаях. Таким образом, ремонт основного устьевого фланца считается практически невозможным.

Задача изобретения состоит в том, чтобы предложить решение этой проблемы.

Технический результат заключается в обеспечении возможности ремонта без остановки скважины.

Это достигается посредством способа выполнения ремонта основного устьевого фланца на месте, включающего, по крайней мере, следующие этапы:

нанесение, по крайней мере, одного слоя полимеризирующегося композитного материала на поврежденные, а потом декапированные (очищенные) поверхности основного фланца и смежной детали, с которой контактирует основной фланец, обычно труба, на которой установлено устье скважины,

размещение упругого (эластичного) уплотнения на слой композитного материала, когда последний полимеризируется, на соединение между основным фланцем и смежной деталью,

установка стягивающего хомута, приспособленного для того, чтобы прижимать изоляцию на поверхности фланца, покрытой композитным материалом.

Согласно различным возможным осуществлениям, способ согласно изобретению может также включать, по крайней мере, один из следующих шагов:

перед наложением слоя полимеризирующегося композитного материала на поврежденную поверхность основного фланца и смежной детали:

- очищение поврежденной поверхности,

- нанесение слоя антикоррозийного материала на очищенную поверхность после нанесения слоя полимеризирующегося композитного материала на поврежденную поверхность и перед наложением упругого уплотнения,

- нанесение нескольких слоев композитного материала, чтобы подготовить основание для упругого уплотнения;

после наложения упругого уплотнения и перед установкой стягивающего хомута:

- нанесение, по крайней мере, одного слоя композитного материала с обеих сторон уплотнения;

когда основной фланец установлен на обсадной трубе, имеющей двойную стенку ниже фланца, а пространство между этими двумя стенками заполнено, например, цементом:

- размещение кругового буртика из пеноматериала на заполненном пространстве между двумя трубами и отливка верхнего конусообразного слоя из эпоксидной смолы на буртик так, чтобы он имел верхнюю поверхность, наклонную по направлению за пределы обсадной трубы, чтобы избежать застоя воды и коррозии.

Технический результат изобретения также достигается посредством системы приспособлений для ремонта основного устьевого фланца на месте, которые включают, по крайней мере, один слой полимеризированного композитного материала для нанесения на поврежденные и предварительно декапированные поверхности основного фланца и смежной детали, такой как труба, на которой установлено устье скважины, упругое уплотнение и стягивающий хомут. Соответственно, предполагается, что упругое уплотнение будет нанесено на композитный материал, когда последний полимеризируется на соединении между основным фланцем и смежной деталью, а хомут используется, чтобы прижимать уплотнение к поврежденной поверхности.

Эта система приспособлений может также включать, когда основной фланец установлен на трубе, имеющей двойную стенку ниже фланца, а пространство между этими двумя стенками заполнено, например, цементом, круговой буртик из пеноматериала на цементном наполнении и литой верхний конусообразный слой из эпоксидной смолы, нанесенный на буртик так, чтобы его внешняя поверхность была наклонной по направлению за пределы трубы.

Другие характеристики и преимущества данного изобретения станут очевидны из приведенного ниже описания одного осуществления способа согласно изобретению.

Описание сделано со ссылкой на приложенные рисунки, в которых:

- фиг.1 - схематический перспективный вид части забоя устья скважины,

- фиг.2 - поперечное сечение соединения между устьем скважины и обсадной трубой скважины, и

- фиг.3 - поперечное сечение положения основного фланца относительно задней части полости соединителя.

Согласно способу ремонта, описанному данным изобретением, ремонт основного фланца скважины выполняется на месте, то есть без демонтажа устья скважины. Скважина, таким образом, остается в рабочем состоянии.

Повреждение, подлежащее ремонту, обычно располагается ниже основного фланца, более конкретно на соединении между основным фланцем и трубой, на которой установлено устье скважины; ремонт состоит из удаления следов коррозии, защиты очищенной поверхности подходящим покрытием и применения полимерной смолы или любого другого полимеризирующегося композитного материала, подходящего для защиты фланца от доступа коррозийных паров или жидкостей.

Конструкция скважины, к которой применяется способ ремонта согласно изобретению, видна на фиг.1. Устье скважины 1 закреплено на эксплуатационной трубе или обсадной трубе 2, идущей из забоя скважины через основной фланец 3. Фланец 3 включает нижнюю поверхность 31, на которой затягиваются головки 33 винтов 32, которыми фланец 3 крепится к устью скважины 1. Нижняя поверхность 31 может располагаться под прямым углом, как на приложенных рисунках, но также и под тупыми углами приблизительно до 160°.

Как показано на фиг.3, газовая скважина содержит тройную трубу 2, включающую газовую эксплуатационную трубу 21, промежуточную трубу 22, на которую накручен основной фланец 3, и наружную трубу 23. Эта тройная труба 2 составляет два кольцевых пространства безопасности 24, 25, позволяющие предотвратить утечку газа и загрязнение окружающей среды.

Первое кольцевое пространство 24 расположено между эксплуатационной трубой 21 и промежуточной трубой 22. Это пространство заполнено водой и не должно герметизироваться. Если, напротив, это пространство герметизируют, это указывает на утечку в одном из элементов в забое скважины.

Второе кольцевое пространство 25 расположено между промежуточной трубой 22 и наружной трубой 23 и заполнено цементом.

Если, с течением времени, утечка возникает в забое скважины, газ поднимается к поверхности через первое кольцевое пространство 24 и достигает уровня основного фланца 3. Резьбовое соединение между промежуточной трубой 22 и основным фланцем 3 не обязательно должно уплотняться; утечка возникает на поверхности полости. Более конкретно, коррозия возникает на нижней поверхности 31 фланца 3, а также и на внешней стенке промежуточной трубы 22, близко к соединению между фланцем 3 и трубой 22. Изобретение предлагает уплотнять поверхность посредством одного или нескольких слоев полимера 4, формирующих уплотнительное кольцо 5, и все это сжимать металлическим стягивающим хомутом 6, укрепленным штифтами 7, которые заменяют винты 32, которыми основной фланец 3 первоначально крепился к устью скважины 1.

В самом начале ремонта коррелированные поверхности фланца 3 и трубы 22 тщательно очищаются, в частности, обезжириваются, чтобы потом можно было применить ремонтный композитный полимерный материал, в частности эластомер, к двум элементам. Очищение преимущественно выполняется посредством пескоструйной очистки или дробеструйной обработки достаточно тонкодисперсными включениями, чтобы получить шероховатость приблизительно в 75 микрометров поверхности трубы 22 и поверхности 31 фланца 3.

Затем, очищенные поверхности обрабатываются антикоррозийным покрытием, чтобы предотвратить любую новую коррозию, пока не наложен композитный защитный материал.

После этого, ремонтный композитный материал, являющийся преимущественно эластичным полимерным материалом с двумя компонентами, накладывается на поверхности, подлежащие обработке, одним или несколькими слоями 4 согласно указаниям изготовителя материала, в частности, относительно продолжительности полимеризации и температуры, определенной изготовителем. Первый из трех обязательных шагов заявляемого способа характерен для способа согласно изобретению, шаги обезжиривания и антикоррозийной обработки могут изменяться в зависимости от специфической природы и степени конкретного повреждения, подлежащего ремонту.

На следующем этапе подготавливается место для уплотнительного кольца 5 посредством заполнения зоны 9, расположенной между резьбой трубы 22 и местом уплотнительного кольца, несколькими слоями ремонтных полимерных композитных материалов, согласно условиям, оговоренным изготовителем композитного материала.

Затем, уплотнительное кольцо 5, которое, например, изготовлено из нитрила, помещается в угол, образованный нижней поверхностью 31 основного фланца 3 и внешней поверхностью трубы 22.

Когда уплотнительное кольцо 5 установлено, место, имеющееся на обеих сторонах уплотнительного кольца, заполняется, по крайней мере, одним, обычно несколькими, слоем 10 ремонтных эластичных полимерных композитных материалов. Наконец, чтобы удерживать уплотнительное кольцо 5 на месте и придавливать им слои 4 композитных материалов, стягивающий хомут 6, который сам защищен от коррозии покрытием, размещается ниже основного фланца 3. Хомут 6, который выполнен в виде двух разъемов, чтобы можно было разместить его вокруг фланца 3, удерживается на штифтах 7 при помощи гаек 8, из которых первая гайка закрепляет соответствующий штифт 7 на основном фланце 3, и две другие гайки, используемые как гайка/контргайка, закрепляют хомут 6 на соответствующем штифте 7, как показано на фиг.2 и 3.

Впоследствии, как показано на фиг.3, если с течением времени выявляется утечка во втором кольцевом пространстве 25, герметизирующее устройство выполняется с круговым буртиком 11, сделанным из полиуретановой пены, и литым верхним слоем 12, сделанным из эпоксидной смолы так, что при нанесении смолы ее верхняя поверхность 13 скашивается и выступает за пределы трубы 23, чтобы предотвратить застой воды и коррозию. Маленькая труба 14 устанавливается на буртике 11, чтобы захватывать газ для контроля увеличения давления или анализа газа, или определения интенсивности утечки. Клапан и манометр устанавливаются на свободном конце маленькой трубы 14.

1. Способ ремонта основного фланца устья скважины на месте, характеризующийся тем, что он включает нанесение, по крайней мере, одного слоя (4) полимеризирующегося композитного материала на поврежденные и затем очищенные поверхности (31) основного фланца (3) и смежной детали (2), размещение упругого уплотнителя (5) на слое (4) композитного материала, когда последний полимеризован, на соединение между основным фланцем (3) и смежной деталью (2), размещение стягивающего хомута (6), прижимающего уплотнитель (5) к поверхности фланца (3), покрытой композитным материалом (4).

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что он также включает нанесение слоя антикоррозионного материала на предварительно очищенную поверхность основного фланца (3) перед нанесением слоя (4) полимеризирующегося композитного материала.

3. Способ по п.2, характеризующийся тем, что после нанесения слоя (4) полимеризирующегося композитного материала на поврежденную поверхность и перед размещением упругого уплотнителя (5) наносят несколько слоев композитного материала, чтобы подготовить место для упругого уплотнителя (5).

4. Способ по п.3, характеризующийся тем, что после размещения упругого уплотнителя (5) и перед размещением стягивающего хомута (6) наносят, по крайней мере, один слой композитного материала с обеих сторон уплотнителя (5).

5. Способ по п.1, или 2, или 3, или 4, характеризующийся тем, что, когда основной фланец (3) размещен на тройной обсадке скважины (2), включающей промежуточную трубу (22) и наружную трубу (23) ниже фланца (3), а пространство (25) между этими двумя трубами (22, 23) заполнено, размещают круговой буртик из пеноматериала (11) поверх заполнения пространства (25) между этими двумя трубами (22, 23) и отливают верхний слой из эпоксидной смолы (12) на буртик так, чтобы его верхняя поверхность (13) наклонялась по отношению к внешней трубе (2), чтобы избежать застоя воды и коррозии.

6. Приспособление для ремонта основного фланца устья скважины на месте, характеризующееся тем, что оно включает, по крайней мере, один слой (4) полимеризированного композитного материала для наложения на поврежденную и предварительно очищенную поверхность (31) основного фланца (3), упругое уплотнение (5), для размещения поверх предварительно нанесенного композитного материала, и стягивающий хомут (3), применяемый, чтобы прижимать уплотнение (5) к поврежденной поверхности (31).

7. Приспособление по п.6, характеризующееся тем, что основной фланец (3) размещен на тройной трубе скважины (2), включающей промежуточную трубу (22) и наружную трубу (23) ниже фланца (3), с заполнением пространства (25) между этими двумя трубами (22, 23), характеризующееся тем, что оно включает литой верхний слой из эпоксидной смолы (12) со скошенной по направлению к внешней трубе (2) верхней поверхностью (13), нанесенный поверх пространства (23) между этими двумя стенками (21, 22).

8. Скважина, характеризующаяся тем, что она отремонтирована с использованием средств способа по любому из пп.1-5.

9. Скважина, характеризующаяся тем, что она включает приспособления по п.6 или 7.



 

Похожие патенты:

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивается повышение надежности и противофонтанной безопасности эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивается повышение надежности и противофонтанной безопасности эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями.

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.

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.

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.

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 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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкции фонтанной арматуры, используемой на газовых скважинах, в частности, в условиях активного водо- и пескопроявления. Фонтанная арматура для скважин, эксплуатируемых в условиях активного водо- и пескопроявления, включает запорные устройства, тройник или крестовину и дроссель, перед которым установлен скважинный приустьевой отбойник жидкостей и механических примесей, который включает корпус, в верхней части которого установлен аппарат для разделения газожидкостного потока на фазы, а нижняя часть представляет собой накопительную емкость для жидкости и механических примесей. В верхней части корпуса находится патрубок для входа газожидкостного потока, а в нижней части обечайки установлен патрубок для выхода газа. Предлагаемое изобретение позволяет повысить надежность и эффективность фонтанной арматуры путем предотвращения абразивного износа дросселя и установленного после него трубопровода при одновременном уменьшении вероятности гидрато- и льдообразования в трубопроводах системы слива жидкости и удаления песка без использования специальных нагревательных элементов. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к подводному оборудованию для добычи нефти, в частности к средствам передачи переменного тока большой мощности на большие расстояния. Техническим результатом является исключение влияния емкостного эффекта и скин-эффекта для обеспечения возможности передачи электрического питания к оборудованию, расположенному на большом удалении от источника питания. Предложена подводная система повышения давления для работы под водой на расстояниях удаления более 40 км, которая содержит по меньшей мере один передающий электроэнергию подводный протяженный кабель, проходящий от ближнего конца, расположенного в сухом месте на суше или на верхней поверхности надводного объекта, к дальнему концу, расположенному возле одной или более подводной нагрузки, такой как подводные насосы, подводные компрессоры или другие нагрузки. Причем к ближнему концу присоединен по меньшей мере один источник электроэнергии для подачи электроэнергии постоянной частоты, а размеры кабеля выбраны из условия работы на этой частоте или на более низкой частоте, при работе на которой к ближнему концу кабеля подключено понижающее частоту устройство, с тем чтобы контролировать емкостный эффект и электрические потери. Кроме того, система содержит по меньшей мере один активный преобразователь электрической частоты, функционально включенный между дальним концом кабеля и подводными нагрузками. Причем указанный преобразователь расположен в емкости высокого давления и преобразует рабочую частоту указанного кабеля в частоту, подходящую для приведения в действие присоединенных подводных нагрузок. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 8 ил., 4 табл.

Изобретение относится к добыче и транспорту преимущественно ископаемого топлива и, в частности, к запорной арматуре для перекрытия канала или трубопровода при возникновении неисправности или аварийной ситуации в условиях эксплуатации объекта. Технический результат - повышение надежности защитной арматуры в экстремальных условиях эксплуатации. Система управления запорным механизмом имеет источник рабочей среды, соединенный с мультипликатором, по меньшей мере одним. Мультипликатор связан с запорным механизмом для преобразования создаваемого источником рабочей среды низкого давления в приводящее в действие запорный механизм рабочее высокое давление и с которым функционально связан по меньшей мере один приводящий его в действие управляющий клапан. Каждый из этих клапанов выполнен с возможностью работы от управляющего давления со стороны предохранительного блока. Этот блок обеспечивает возможность контроля работы системы управления и переключения клапанов, в зависимости от величины управляющего давления, в их открытое или закрытое положение. При этом обеспечена возможность повышения давления, действующего на запорный механизм, для его перевода в открытое положение. 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение надежности и долговечности уплотнений сальника за счет разгрузки их от поперечных сил со стороны сальникового штока и обеспечения соосности точки подвеса сальника и устьевого штока по всей длине контакта с одновременным агрегатированием с дисковым противовыбросовым клапаном, не контактирующим с продукцией скважины и работающим в защитной смазке, одновременно смазывающей устьевой шток, доступный для осмотра и регулировки натяжения пружины, имеющим минимальное усилие контакта с устьевым штоком посредством ролика из неметаллического материала, что повышает его эксплуатационные качества, надежность и долговечность. Предложен устьевой сальник, содержащий переходник с трубчатым резьбовым концом для соединения с устьевой арматурой и фланцем с расточкой, в которую помещена опора трубчатого манжетно-уплотнительного блока, выполненная в виде фланца. Опора зафиксирована в расточке верхним фланцем таким образом, что минимальные зазоры между торцевыми поверхностями расточки, опоры и верхнего фланца обеспечивают возможность аксиального перемещения трубчатого манжетно-уплотнительного блока, а герметичность соединения обеспечивается уплотнениями. Кроме того, устьевой сальник содержит противовыбросовый клапан, закрепленный на нажимной муфте сальника и содержащий затвор и следяще-приводной механизм. При этом затвор клапана выполнен в виде диска с уплотнением и эксцентрично расположенной осью для его поворота. Затвор помещен в камеру, заполненную маслом, образованную расточкой в корпусе и фланцем. Следяще-приводной механизм выполнен в виде пружины кручения, рычага и ролика. Один конец рычага закреплен на оси затвора, а на втором шарнирно установлен ролик, контактирующий с сальниковым штоком. Подвижный конец пружины закреплен на рычаге, а неподвижный - на крышке клапана, с возможностью регулирования натяжения пружины. 1 ил.

Настоящее изобретение относится к защитному устройству для аварийного соединения райзера или шланга. Техническим результатом является повышение безопасности за счет обеспечения защиты целостности барьера скважины или другой критической стыкующейся конструкции путем оперативного обнаружения и реагирования на возникновение аварии. Предложено устройство безопасности для защиты целостности барьера скважины или другой стыкующейся конструкции на конце колонны райзера или шланга, содержащее высвобождающееся соединение в колонне райзера или шланга. Причем высвобождающееся соединение выполнено с возможностью высвобождения или отсоединения при возникновении заданных условий для защиты барьера скважины или другой стыкующейся конструкции. При этом устройство безопасности содержит: по меньшей мере, один датчик для мониторинга растягивающих нагрузок, изгибающих нагрузок, нагрузок от внутреннего давления и температуры. Причем указанный датчик может устанавливаться на участок райзера или шланга и выполнен с возможностью сбора данных измерений, относящихся к растягивающей нагрузке, изгибающей нагрузке, нагрузке от внутреннего давления и температуры. Кроме того, устройство содержит электронный блок сбора и обработки данных, выполненный с возможностью приема и интерпретирования данных измерений, по меньшей мере, с одного датчика, и электронный, гидравлический или механический исполнительный механизм или переключатель, выполненный с возможностью приема сигнала с электронного блока сбора и обработки данных и инициирования высвобождения или отсоединения высвобождающегося соединения. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 16 ил.

Изобретение относится к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону. Технический результат - увеличение зон дренирования продуктивного пласта и повышение эффективности дистанционного управления работой скважины в режиме реального времени в арктических условиях. Морская многозабойная газовая скважина содержит основной и боковой стволы, водоотделяющую колонну и расположенное на морской ледостойкой платформе устье скважины. Это устье имеет колонную головку и смонтированную на ней фонтанную арматуру. В корпусе колонной головки на клиновой подвеске подвешен кондуктор, расположенный внутри указанной водоотделяющей колонны. В колонной головке на клиновой подвеске подвешена эксплуатационная колонна, размещенная в основном стволе. В ней концентрично установлена составная лифтовая колонна, снабженная подземным оборудованием. Водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую придонную зону горных пород. Верхний торец этой колонны расположен над палубой морской ледостойкой платформы ниже колонной головки. Кондуктор спущен до глубины глинистого пропластка и закреплен в прочных глинистых горных породах. Эксплуатационная колонна расположена в вертикальной части основного ствола скважины. Она снабжена эксплуатационным хвостовиком, спущенным до кровли продуктивного пласта, к которому присоединен хвостовик-фильтр. Выше него к эксплуатационному хвостовику подходит боковой ствол с хвостовиком-фильтром, направленным в сторону диаметрально противоположную от хвостовика-фильтра основного ствола. Верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры подземного оборудования составной лифтовой колонны расположены выше и ниже бокового ствола. Приустьевой клапан-отсекатель, расположенный в верхней части лифтовой колонны, выполнен с возможностью дистанционного управления. Верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры и скважинный датчик давления и температуры выполнены с возможностью соединения с блоком сбора данных. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к устьевому оборудованию, в частности к средствам для аварийного отсоединения между компонентами, связанными с подводной скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежного соединения при действии изменяющейся нагрузки за счет предотвращения возникновения люфта между компонентами. Предложен соединитель (100), содержащий фиксаторы (107), распределенные по периферийной части соединителя (100) на его соединительной стороне. При этом указанные фиксаторы (107) проходят, по существу, в осевом направлении и выполнены с возможностью вхождения в зацепление с соединителем (100) своим первым концом и вхождения в зацепление с соединительной деталью (201) противоположным фиксирующим концом, снабженным фиксирующим профилем (109). Причем, по существу, радиальное фиксирующее перемещение фиксирующего конца обеспечивается осевым перемещением исполнительной муфты (113), скользящей относительно исполнительной поверхности (107b) фиксатора (107), а фиксаторы (107) выполнены с возможностью поворота, по существу, в радиальном направлении вокруг участка зацепления с соединителем (100) для входа и выхода из фиксирующего положения. Кроме того, соединитель (100) дополнительно содержит направляющие пластины (111), расположенные между фиксаторами (107) в области их фиксирующих концов и имеющие защитные грани (111a), проходящие внутрь в радиальном направлении дальше, чем фиксирующий профиль (109) фиксаторов (107), когда последние находятся в повернутом наружу положении. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 14 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей, геологоразведочной отраслям промышленности и предназначено для смены неисправных задвижек фонтанной арматуры на устье скважин под давлением. Техническим результатом является обеспечение надежности работы раздвижного опорного диска пакера и возможность проводить работы по смене неисправных задвижек на скважинах, находящихся под давлением скважинной среды свыше 15 МПа, за счет уменьшения осевых выталкивающих сил давления скважинной среды, и обеспечение возможности крепления устройства на различных типоразмерах фланцевых соединений трубных головок различной высоты и возможности контроля положения пакера при перемещении по каналам задвижек и установке его в место распакеровки. Предложено устройство для смены задвижек под давлением, состоящее из корпуса, траверс опорной и отрыва блока задвижек, полого штока со стержнем, пакера с раздвижным опорным диском, двух резьбовых штанг, оснащенных ходовыми гайками и соединенных со стойками, подвески, выполненной в виде консоли с тележками для подвешивания опорной траверсы и блока задвижек, узлов крепления и указателя положения пакера. При этом пакер с раздвижным опорным диском, состоящим из внутренних кулачков и внешних секторов, принудительно раздвигающихся в радиальном направлении до упора в стенки проходного канала скважины с сохранением своей цилиндрической формы, оснащен опорной втулкой, установленной на шток между резиновым элементом и раздвижным опорным диском. При этом раздвижной опорный диск оснащен двумя внутренними, навстречу направленными, конусными расточками, выполненными ответно наружным конусам опорного бурта корпуса и опорной втулки, и стянут комплектом растянутых резиновых колец, размещенных в кольцевой канавке на наружном диаметре раздвижного опорного диска. Причем на соприкасающихся гранях кулачков и секторов выполнены прямоугольный выступ кулачка и ответный выступу паз сектора, а заделка конца полого штока в опорной траверсе выполнена абсолютно жесткой. 4 з.п. ф-лы, 9 ил.
Наверх