RU2731435C1 - Above-water circulating head - Google Patents

Above-water circulating head Download PDF

Info

Publication number
RU2731435C1
RU2731435C1 RU2020103302A RU2020103302A RU2731435C1 RU 2731435 C1 RU2731435 C1 RU 2731435C1 RU 2020103302 A RU2020103302 A RU 2020103302A RU 2020103302 A RU2020103302 A RU 2020103302A RU 2731435 C1 RU2731435 C1 RU 2731435C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
load
central channel
line
gate valve
circulation head
Prior art date
Application number
RU2020103302A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Дина Андреевна Еремеева
Иван Федорович Шумилов
Станислав Сергеевич Седнев
Александр Андреевич Королев
Дмитрий Сергеевич Калашников
Павел Валерьевич Крылов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335"
Priority to RU2020103302A priority Critical patent/RU2731435C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2731435C1 publication Critical patent/RU2731435C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
    • E21B34/04—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads in underwater well heads

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and is intended for underwater production of hydrocarbons in access system to well, operations of well servicing with application of self-elevating floating drilling rig, semi-submersible drilling rig, drilling vessels or stationary platforms. Surface circulation head comprises load-carrying housing with central channel and branch pipe for connection with elevator. Branch pipe is installed projecting relative to load-carrying housing coaxially to central channel. Discharge line of the killing line extends from the load-carrying housing perpendicular to the central channel. Gate valve of killing line with automatic emergency shutdown device and installed in it pressure sensor is installed protruding relative to load-carrying housing perpendicular to central channel. Adapter for connection with riser is installed projecting relative to load-carrying housing coaxially to central channel and opposite to connecting pipe. Unit of double shut-off valves is located opposite to damper of damping line. Manometer and control panel are arranged on load-carrying housing. Tubing is intended for supply of hydraulic fluid to slide valve and unit of double shut-off valves.
EFFECT: high reliability and safety of operation in sea conditions owing to simplified design and reduced risks of emergencies, particularly leaks of the well fluid into sea water.
4 cl, 4 dwg

Description

Область применения, к которой относится изобретениеThe field of application to which the invention relates

Циркуляционная головка применяется для подводной добычи углеводородов в системе доступа в скважину, операций сервисного обслуживания скважин с применением самоподъемной плавучей буровой установки, полупогружной буровой установки, буровых судов или стационарных платформ.The circulating head is used for subsea hydrocarbon production in the well access system, well service operations using a jack-up floating drilling rig, semi-submersible drilling rig, drilling ships or fixed platforms.

Уровень техники, к которому относится изобретениеThe prior art to which the invention relates

Надводная циркуляционная головка входит в состав комплекта системы подводной добычи и предназначена для использования в составе системы доступа в скважину. Одна из главных функций надводной циркуляционной головки промывка скважинного оборудования технологическими жидкостями, подача которых осуществляется через линию дросселирования надводной циркуляционной головки.The surface circulation head is part of the subsea production system and is intended for use as part of the well access system. One of the main functions of the surface circulation head is the flushing of downhole equipment with process fluids, which are fed through the throttling line of the surface circulation head.

Кроме того, надводная циркуляционная головка применяется при некоторых операциях технического обслуживания скважин, в том числе:In addition, the surface circulation head is used in some well maintenance operations, including:

- спуск и извлечение внутрискважинных инструментов при проведении геофизического исследования скважин, а также для планового осмотра внутрискважинного оборудования;- running down and retrieving downhole tools during geophysical survey of wells, as well as for routine inspection of downhole equipment;

- осуществление перекрытия линии глушения и дросселирования в случае возникновения экстренной ситуации.- implementation of blocking of the line of killing and throttling in case of an emergency.

Таким образом, надводная циркуляционная головка может быть использована в качестве замены надводной фонтанной арматуры, используемой при осуществлении операций заканчивания скважины. Однако надводная фонтанная арматура включает в себя множество задвижек, которые требуется промывать после использования раствора для глушения скважины; имеет сложную и громоздкую конструкцию, что усложняет как ее изготовление, так и ее последующую эксплуатацию и техническое обслуживание.Thus, the topside circulation head can be used as a replacement for the topside Christmas tree used in well completion operations. However, the topside tree includes a plurality of valves that need to be flushed after the killing fluid is used; has a complex and cumbersome design, which complicates both its manufacture and its subsequent operation and maintenance.

Из уровня техники известны системы заканчивания скважины, системы промывки скважины. Обычно такие операции осуществляют с использованием фонтанной арматуры. В частности, из источника ЕР 1276955, опубл. 22.01.2003, известна система заканчивания скважин, включает в себя фонтанную арматуру, установленную на корпусе устье скважины, трубную подвеску, установленную в корпусе фонтанной арматуры или устья скважины, причем корпус устья скважины установлен на обсадной колонне колонны насосно-компрессорных труб; причем при использовании кольцевое пространство, образованное между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной, служит в качестве эксплуатационного канала. Обслуживание скважины осуществляется через колонну насосно-компрессорных труб, то есть центральная колонна насосно-компрессорных труб, подвешенная к подвеске, выполняет функцию, которую традиционно выполняет кольцевое пространство.Well completion systems and well flushing systems are known from the prior art. Typically, such operations are carried out using Christmas tree. In particular, from the source EP 1276955, publ. 01/22/2003, a known well completion system includes a Christmas tree installed on the wellhead body, a tubular hanger installed in the Christmas tree body or the wellhead, and the wellhead body is installed on the casing of the tubing string; in use, the annular space formed between the tubing and the casing serves as a production channel. The well is serviced through the tubing string, that is, the central tubing string suspended from the hanger performs the function traditionally performed by the annulus.

К недостатку технического решения согласно ЕР 1276955 можно отнести сложность конструкции фонтанной арматуры, задействованной в предлагаемой системе и возможность повреждения оборудования фонтанной арматуры при прохождении твердых частиц в случае промывки.The disadvantage of the technical solution in accordance with EP 1276955 can be attributed to the complexity of the design of the Christmas tree involved in the proposed system and the possibility of damage to the equipment of the Christmas tree during the passage of solid particles in the event of flushing.

Источник ЕР 1276955 можно считать ближайшим аналогом.The source EP 1276955 can be considered the closest analogue.

Кроме того, из источника US 2657016, опубл. 27.10.1953, известна система бурения, благодаря которой становится возможным формировать и перемещать к поверхности земли последовательность образцов керна, постепенно и непрерывно, а также бурить, поддерживая при этом поток циркулирующей жидкости.In addition, from the source US 2657016, publ. On 10/27/1953, a drilling system is known, thanks to which it becomes possible to form and move to the surface of the earth a sequence of core samples, gradually and continuously, as well as to drill, while maintaining the flow of circulating fluid.

К общим недостаткам предлагаемых технических решений относится сложность конструкции, сложность обслуживанияThe general disadvantages of the proposed technical solutions include the complexity of the design, the complexity of maintenance

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое техническое решение, является устранение недостатков технических решений уровня техники.The problem to be solved by the proposed technical solution is to eliminate the disadvantages of technical solutions of the prior art.

РаскрытиеDisclosure

Поставленная задача решена благодаря тому, что предлагаемая надводная циркуляционная головка содержит: грузонесущий корпус, имеющий центральный канал, и от которого отходит соединительный патрубок для соединения с элеватором, установленный выступающим относительно грузонесущего корпуса соосно центральному каналу; и выкидной трубопровод линии глушения, отходящий от грузонесущего корпуса перпендикулярно центральному каналу; шиберную задвижку линии глушения с автоматом аварийного закрытия и установленным в ней датчиком давления, установленную выступающей относительно грузонесущего корпуса перпендикулярно центральному каналу; переходник для соединения с райзером, установленный выступающим относительно грузонесущего корпуса соосно центральному каналу и противоположно соединительному патрубку; узел сдвоенной запорной арматуры, расположенный противоположно шиберной задвижке линии глушения; манометр и панель управления, размещенные на грузонесущем корпусе; а также трубную обвязку для подачи гидравлической жидкости в шиберную задвижку и узел сдвоенной запорной арматуры.The problem is solved due to the fact that the proposed surface circulation head contains: a load-carrying body having a central channel, and from which a connecting pipe for connection with an elevator departs, which is installed protruding relative to the load-carrying body coaxially with the central channel; and a discharge line of the kill line extending from the load-carrying body perpendicular to the central channel; a slide gate valve of the kill line with an emergency shutdown machine and a pressure sensor installed in it, installed protruding relative to the load-carrying body perpendicular to the central channel; an adapter for connecting to a riser installed protruding relative to the load-carrying body coaxially with the central channel and opposite to the connecting pipe; a unit of double shut-off valves located opposite to the gate valve of the kill line; pressure gauge and control panel located on the load-carrying case; as well as piping for supplying hydraulic fluid to the gate valve and twin block valve assembly.

В предлагаемой надводной циркуляционной головке первая часть выкидного трубопровода может от грузонесущего корпуса перпендикулярно центральному каналу, а вторая часть выкидного трубопровода может проходить под углом 90° относительно первой части выкидного трубопровода и параллельно шиберной задвижке линии глушения.In the proposed above-water circulation head, the first part of the discharge pipeline from the load-carrying body can be perpendicular to the central channel, and the second part of the discharge pipeline can run at an angle of 90 ° relative to the first part of the discharge pipeline and parallel to the gate valve of the kill line.

В предлагаемой надводной циркуляционной головке третья часть выкидного трубопровода может проходить под углом 90° относительно первой части выкидного трубопровода и параллельно центральному каналу.In the proposed above-water circulation head, the third part of the flow line can run at an angle of 90 ° relative to the first part of the flow line and parallel to the central channel.

Предлагаемая надводная циркуляционная головка может быть выполнена с возможностью установки в транспортировочную раму.The proposed surface circulation head can be made with the possibility of installation in a transport frame.

В контексте настоящего описания слова «первый», «второй» и т.д. используются в виде прилагательных исключительно для того, чтобы отличать существительные, к которым они относятся, друг от друга, а не для целей описания какой-либо конкретной связи между этими существительными.In the context of the present description, the words "first", "second", etc. are used as adjectives solely to distinguish the nouns to which they refer from each other, and not for the purpose of describing any specific connection between these nouns.

Техническим результатом является упрощение конструкции оборудования для процедур промывки скважины, заканчивания скважины и проведения испытаний. Дополнительно благодаря упрощению конструкции обеспечено снижение рисков возникновения аварийных ситуаций и уменьшение утечек скважинного флюида в морскую воду.The technical result is to simplify the design of equipment for well flushing, well completion and testing procedures. In addition, due to the simplified design, it is ensured that the risks of emergency situations and the leakage of well fluid into seawater are reduced.

ЧертежиBlueprints

Далее следует подробное описание предлагаемого изобретения со ссылками на чертежи, на которых:The following is a detailed description of the invention with reference to the drawings, in which:

на Фиг. 1 схематично изображена надводная циркуляционная головка;in FIG. 1 schematically depicts a surface circulation head;

на Фиг. 2 схематично изображена надводная циркуляционная головка согласно предлагаемому изобретению в продольном сечении вдоль центрального канала;in FIG. 2 schematically shows a surface circulation head according to the invention in longitudinal section along a central channel;

на Фиг. 3 схематично изображена надводная циркуляционная головка согласно предлагаемому изобретению с сечением по шиберной задвижке;in FIG. 3 schematically depicts a surface circulation head according to the present invention with a section along a slide gate valve;

на Фиг. 4 схематично изображена надводная циркуляционная головка согласно предлагаемому изобретению с установленной на ней защитной рамой.in FIG. 4 schematically shows a surface circulation head according to the invention with a protective frame mounted thereon.

Осуществление изобретенияImplementation of the invention

Предлагаемая надводная циркуляционная головка 1 (см. Фиг. 1) имеет корпус 2, являющийся грузонесущей конструкцией, воспринимающей нагрузки от другого оборудования системы доступа в скважину, и включающей в себя следующие конструктивные элементы: соединительный патрубок 3 для соединения с элеватором (элеватор не показан на чертежах) верхнего привода буровой платформы или судна; выкидной трубопровод 4 линии глушения; шиберная задвижка 5 линии глушения с автоматом аварийного закрытия; соединительный переходник 6 для соединения с райзером (райзер не показан на чертежах); узел 7 сдвоенной запорной арматуры; трубная обвязка 8; манометр 9 и панель 10 управления, размещенные на грузонесущем корпусе 2.The proposed surface circulation head 1 (see Fig. 1) has a body 2, which is a load-bearing structure that receives loads from other equipment of the access system to the well, and includes the following structural elements: a connecting pipe 3 for connecting to an elevator (the elevator is not shown on drawings) of the top drive of the drilling platform or vessel; discharge pipeline 4 kill lines; slide gate valve 5 of the jamming line with an emergency shutdown machine; a connecting adapter 6 for connecting to a riser (riser is not shown in the drawings); node 7 of double shut-off valves; piping 8; pressure gauge 9 and control panel 10 located on the load-carrying case 2.

Патрубок 3 для соединения с элеватором обеспечивает осуществление беспрепятственного прохода внутрискважинного инструмента и выполнен с возможностью соединения с элеватором буровой платформы или судна, патрубок 3 закрыт крышкой 11.The branch pipe 3 for connection with the elevator ensures the smooth passage of the downhole tool and is configured to be connected to the elevator of the drilling platform or vessel, the branch pipe 3 is closed with a cover 11.

На Фиг. 2 видно, что в корпусе 2 проходит центральный канал 12, соосный с каналом 13 соединительного патрубка 3 и с соединительным каналом 14 в соединительном переходнике 6.FIG. 2, it can be seen that a central channel 12 runs in the housing 2, coaxial with the channel 13 of the connecting pipe 3 and with the connecting channel 14 in the connecting adapter 6.

Выкидной трубопровод 4 линии глушения предназначен для глушения эксплуатационного ствола скважины путем закачки в ствол скважины технологической жидкости для глушения. Канал 15 выкидного трубопровода 4 линии глушения сообщается с центральным каналом 12 корпуса 2.The flow line 4 of the kill line is designed to kill the production wellbore by pumping the process fluid into the wellbore for the kill. Channel 15 of the discharge pipeline 4 of the kill line communicates with the central channel 12 of the housing 2.

Первая часть выкидного трубопровода 4 проходит от грузонесущего корпуса 2 перпендикулярно центральному каналу 12, а вторая часть выкидного трубопровода 4 проходит под углом 90° относительно первой части выкидного трубопровода 4 и параллельно шиберной задвижке 5 линии глушения, а третья часть выкидного трубопровода 4 может проходить под углом 90° относительно первой части выкидного трубопровода 4 и параллельно центральному каналу 12 (см. Фиг. 1, 3).The first part of the flow line 4 extends from the load-carrying body 2 perpendicular to the central channel 12, and the second part of the flow line 4 runs at an angle of 90 ° relative to the first part of the flow line 4 and parallel to the gate valve 5 of the kill line, and the third part of the flow line 4 can run at an angle 90 ° relative to the first part of the flow line 4 and parallel to the central channel 12 (see Fig. 1, 3).

Шиберная задвижка 5 линии глушения имеет автомат аварийного закрытия и установленный в ней датчик давления (на чертежах не показан). Шиберная задвижка 5 установлена выступающей относительно грузонесущего корпуса 2 перпендикулярно центральному каналу 12.The gate valve 5 of the kill line has an emergency shutdown machine and a pressure sensor installed in it (not shown in the drawings). The gate valve 5 is installed protruding relative to the load-bearing body 2 perpendicular to the central channel 12.

Шиберная задвижка 5 линии глушения позволяет производить управление центральным каналом 12 дистанционно с пульта управления, а также в шиберной задвижке 5 предусмотрена ответная часть, обеспечивающая возможность проводить механическое управление ее открытием и закрытием при помощи гидравлических и/или механических инструментов. Примеры шиберной задвижки 5 с автоматом аварийного закрытия известны из уровня техники, в частности из источника GB 206342, опубл.03.06.1981, МПК F16K 3/0254. Шиберная задвижка 5 более наглядно изображена на Фиг. 3.The gate valve 5 of the kill line allows the central channel 12 to be controlled remotely from the control panel, as well as a counterpart is provided in the gate valve 5, which provides the ability to mechanically control its opening and closing using hydraulic and / or mechanical tools. Examples of a slide valve 5 with an automatic emergency closing device are known from the prior art, in particular from the source GB 206342, publ. 03.06.1981, IPC F16K 3/0254. The gate valve 5 is more clearly illustrated in FIG. 3.

Соединительный переходник 6 предназначен для соединения с райзером (райзер на чертежах не показан).The connecting adapter 6 is intended for connection with a riser (riser is not shown in the drawings).

Узел 7 сдвоенной запорной арматуры предназначен для использования во время проведения испытаний самой надводной циркуляционной головки 1 и обеспечивает контроль давления в центральном канале надводной циркуляционной головки, в частности, позволяет сбросить давление.The unit 7 of the double shut-off valves is intended for use during the tests of the above-water circulation head 1 itself and provides pressure control in the central channel of the above-water circulation head, in particular, allows the pressure to be released.

Основная функция трубной обвязки 8 это подача гидравлической жидкости в гидравлические элементы оборудования: шиберную задвижку 5, узел 7 сдвоенной запорной арматуры от панели управления 10.The main function of the piping 8 is to supply hydraulic fluid to the hydraulic elements of the equipment: gate valve 5, node 7 of double shut-off valves from the control panel 10.

Трубная обвязка 8 соединяет датчики давления, установленные в шиберной задвижке 5, и в узле 7 сдвоенной запорной арматуры с монометром 9.The piping 8 connects the pressure sensors installed in the gate valve 5, and in the node 7 of the double shut-off valves with the monometer 9.

Внутреннее пространство эксплуатационного ствола герметизировано от воздействия окружающей среды уплотнительным узлом, который также осуществляет функции второго уплотнительного барьера затрубного пространства.The inner space of the production wellbore is sealed from the environment by a sealing unit, which also acts as a second sealing barrier in the annulus.

В предлагаемой надводной циркуляционной головке использованы уплотнения 16 «металл по металлу», выполненные из никелевого сплава в форме колец. Следует понимать, что на чертежах позицией 16 обозначены все уплотнения в форме колец, поскольку такие уплотнения являются однотипными. Материал уплотнений имеет устойчивость к взрывной декомпрессии, твердости и устойчивости к старению в условиях воздействия пластового флюида и ингибиторов. В качестве армирующего противоэкструзионного средства в уплотнениях использованы витые спиральные пружины из аустенитной антикоррозионной стали.In the proposed surface circulation head used seals 16 "metal to metal" made of nickel alloy in the form of rings. It should be understood that in the drawings, reference numeral 16 denotes all ring-shaped seals as such seals are of the same type. The seal material is resistant to explosive decompression, hardness and aging resistance under conditions of formation fluid and inhibitors. Coiled spiral springs made of austenitic corrosion-resistant steel are used as a reinforcing anti-extrusion agent in the seals.

Принцип работы надводной циркуляционной головки заключается в следующем. Выкидной трубопровод 4 линии глушения присоединяют к рукаву промысловой станции буровой установки. Для обеспечения циркуляции осуществляют подачу циркуляционной жидкости через выкидной трубопровод 4 линии глушения в центральный канал через соединительный переходник 6 в райзер.The principle of operation of the surface circulation head is as follows. The flow line 4 of the kill line is connected to the sleeve of the drilling rig field station. To ensure circulation, circulating fluid is supplied through the flow line 4 of the kill line to the central channel through the connecting adapter 6 to the riser.

При возникновении экстренной ситуации, например, в случае отсутствия выхода технологической промывочной жидкости при промывке скважины, сработает автомат аварийного закрытия шиберной задвижки 5, благодаря чему будет осуществлено экстренное закрытие линии глушения. В случае, если произошла потеря электропитания системы управления, а, следовательно гидравлического сигнала, также благодаря автомату аварийного закрытия шиберной задвижки 5 произойдет экстренное закрытие линии глушения.In the event of an emergency, for example, in the absence of a technological flushing fluid outlet when flushing the well, the emergency shutdown machine of the gate valve 5 will be triggered, due to which the emergency shutdown of the kill line will be carried out. In the event that there was a loss of power supply to the control system, and, consequently, the hydraulic signal, also due to the emergency closing machine of the gate valve 5, an emergency closing of the jamming line will occur.

Предлагаемая надводная циркуляционная головка 1 может быть снабжена защитной рамой 17, обеспечивающей возможность перегрузки надводной циркуляционной головки 1 при помощи стандартных кранов и такелажной оснастки, а также обеспечивающей возможность перегрузки и транспортировки надводной циркуляционной головки 1 вилочным погрузчиком. Такая защитная рама 17 может быть снабжена однопозиционными проушинами 18 и многопозиционными проушинами 19 (см. Фиг. 4). Конструкция защитной рамы 17 такова, что обеспечивает возможность перевода надводной циркуляционной головки 1 в вертикальное положение и обратно. Защитная рама 17 также содержит транспортировочные заглушки (на чертежах не показаны), предназначенные для защиты торцевых поверхностей и уплотнений надводной циркуляционной головки 1, а также для герметизации ее внутренних каналов.The proposed surface circulation head 1 can be equipped with a protective frame 17, which provides the ability to overload the surface circulation head 1 using standard cranes and rigging equipment, and also provides the ability to overload and transport the surface circulation head 1 with a forklift. Such a protective frame 17 can be provided with single-position lugs 18 and multi-position lugs 19 (see Fig. 4). The design of the protective frame 17 is such that it makes it possible to transfer the surface circulation head 1 to the vertical position and back. The protective frame 17 also contains transport plugs (not shown in the drawings) designed to protect the end surfaces and seals of the above-water circulation head 1, as well as to seal its internal channels.

Шиберная задвижка 5 содержит удлинитель 20 с диском 21 на его конце, вынесенный за пределы рамы для обеспечения доступа инструментов для механического управления шиберной задвижкой 5. Рама 17 содержит индикатор 22 для определения положения задвижки, а именно «открыто/закрыто» за счет изменения положения диска 21 над индикатором 22.The gate valve 5 contains an extension 20 with a disc 21 at its end, extended outside the frame to provide access to tools for mechanical control of the gate valve 5. The frame 17 contains an indicator 22 for determining the position of the gate, namely "open / closed" by changing the position of the disc 21 above indicator 22.

Кроме того, предпочтительно, на внутренние поверхности надводной циркуляционной головки 1, контактирующие с CO2 и H2S, нанесен коррозионностойкий сплав на основе никеля. Для уменьшения коэффициента трения, снижения износа и исключения появления задиров при работе надводной циркуляционной головки на ее высоконагруженные поверхности, в частности, поверхности соединительного патрубка 3 для соединения с элеватором, наносят покрытие на основе политетрафторэтилена (PTFE). Для снижения трения и дополнительной коррозионной защиты в резьбовых соединениях надводной циркуляционной головки применяется специальное резьбовое покрытие на основе PTFE. Резьбовыми поверхности, в частности, поверхности под шпильки. На защитную раму 17 нанесено эпоксидное покрытие, например, желтого или иного светлого цвета для обеспечения лучшей видимости надводной циркуляционной головки 1 при ее подвесе в буровой вышке на элеваторе верхнего привода буровой установки.In addition, it is preferable that a corrosion-resistant nickel-base alloy is deposited on the inner surfaces of the surface circulation head 1 in contact with CO 2 and H 2 S. To reduce the friction coefficient, reduce wear and eliminate the appearance of scoring during the operation of the surface circulation head, its highly loaded surfaces, in particular, the surfaces of the connecting pipe 3 for connecting to the elevator, are coated with polytetrafluoroethylene (PTFE). To reduce friction and provide additional corrosion protection, a special thread coating based on PTFE is used in the threaded connections of the above-water circulation head. Threaded surfaces, in particular stud surfaces. The protective frame 17 is coated with an epoxy coating, for example, yellow or another light color to ensure better visibility of the surface circulation head 1 when it is suspended in the drill tower on the elevator of the top drive of the drilling rig.

Следует понимать, что предлагаемое изобретение ограничено только объемом формулы изобретения. Модификации и улучшения вышеописанных вариантов осуществления настоящего изобретения без выхода за рамки формулы изобретения очевидны специалистам в данной области техники. Настоящее описание представлено только в качестве примера и не накладывает никаких ограничений на объем охраны предлагаемого изобретения. Таким образом, объем охраны предлагаемого изобретения ограничен только объемом прилагаемой формулы изобретения.It should be understood that the invention is limited only by the scope of the claims. Modifications and improvements to the above-described embodiments of the present invention without departing from the scope of the claims will be apparent to those skilled in the art. The present description is presented by way of example only and does not impose any restrictions on the scope of protection of the invention. Thus, the scope of protection of the invention is limited only by the scope of the appended claims.

Claims (10)

1. Надводная циркуляционная головка, содержащая: грузонесущий корпус, имеющий центральный канал, и от которого отходит соединительный патрубок для соединения с элеватором, установленный выступающим относительно грузонесущего корпуса соосно центральному каналу; и1. Above-water circulation head, comprising: a load-carrying body having a central channel, and from which a connecting pipe for connection with an elevator departs, which is installed protruding relative to the load-carrying body coaxially with the central channel; and выкидной трубопровод линии глушения, отходящий от грузонесущего корпуса перпендикулярно центральному каналу;discharge line of the kill line, extending from the load-carrying body perpendicular to the central channel; шиберную задвижку линии глушения с автоматом аварийного закрытия и установленным в ней датчиком давления, установленную выступающей относительно грузонесущего корпуса перпендикулярно центральному каналу;a slide gate valve of the kill line with an emergency shutdown machine and a pressure sensor installed in it, installed protruding relative to the load-carrying body perpendicular to the central channel; переходник для соединения с райзером, установленный выступающим относительно грузонесущего корпуса соосно центральному каналу и противоположно соединительному патрубку;an adapter for connecting to a riser installed protruding relative to the load-carrying body coaxially with the central channel and opposite to the connecting pipe; узел сдвоенной запорной арматуры, расположенный противоположно шиберной задвижке линии глушения;a unit of double shut-off valves located opposite to the gate valve of the kill line; манометр и панель управления, размещенные на грузонесущем корпусе;pressure gauge and control panel located on the load-carrying case; а также трубную обвязку для подачи гидравлической жидкости в шиберную задвижку и узел сдвоенной запорной арматуры.as well as piping for supplying hydraulic fluid to the gate valve and twin block valve assembly. 2. Надводная циркуляционная головка по п. 1, отличающаяся тем, что первая часть выкидного трубопровода отходит от грузонесущего корпуса перпендикулярно центральному каналу, а вторая часть выкидного трубопровода проходит под углом 90° относительно первой части выкидного трубопровода и параллельно шиберной задвижке линии глушения.2. The surface circulation head according to claim 1, characterized in that the first part of the discharge pipeline moves away from the load-carrying body perpendicular to the central channel, and the second part of the discharge pipeline runs at an angle of 90 ° relative to the first part of the discharge pipeline and parallel to the gate valve of the kill line. 3. Надводная циркуляционная головка по п. 2, отличающаяся тем, что третья часть выкидного трубопровода проходит под углом 90° относительно первой части выкидного трубопровода и параллельно центральному каналу.3. The surface circulation head according to claim 2, characterized in that the third part of the flow line runs at an angle of 90 ° relative to the first part of the flow line and parallel to the central channel. 4. Надводная циркуляционная головка по п. 1, отличающаяся тем, что выполнена с возможностью установки в транспортировочную раму.4. Above-water circulation head according to claim 1, characterized in that it is configured to be installed in a transport frame.
RU2020103302A 2020-01-24 2020-01-24 Above-water circulating head RU2731435C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020103302A RU2731435C1 (en) 2020-01-24 2020-01-24 Above-water circulating head

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020103302A RU2731435C1 (en) 2020-01-24 2020-01-24 Above-water circulating head

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2731435C1 true RU2731435C1 (en) 2020-09-02

Family

ID=72421681

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020103302A RU2731435C1 (en) 2020-01-24 2020-01-24 Above-water circulating head

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2731435C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2657016A (en) * 1950-01-20 1953-10-27 Donovan B Grable Fluid circulation head for drill strings
RU2209294C2 (en) * 2001-04-23 2003-07-27 Федеральное государственное унитарное предприятие "Производственное объединение "Баррикады" Underwater drilling and mineral mining complex, method of its installation and its control system
EP1276955B1 (en) * 2000-04-27 2004-12-22 FMC Technologies, Inc. Central circulation completion system
RU2566162C1 (en) * 2014-10-31 2015-10-20 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" Offshore well for oil and gas recovery with above-water placement of wellhead equipment
RU2665844C1 (en) * 2018-02-08 2018-09-04 Рафик Хасанович Арифулин Wellhead equipment
RU188422U1 (en) * 2018-11-09 2019-04-11 Акционерное общество "Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий" COVERING OF FOUNTAIN ARMATURE

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2657016A (en) * 1950-01-20 1953-10-27 Donovan B Grable Fluid circulation head for drill strings
EP1276955B1 (en) * 2000-04-27 2004-12-22 FMC Technologies, Inc. Central circulation completion system
RU2209294C2 (en) * 2001-04-23 2003-07-27 Федеральное государственное унитарное предприятие "Производственное объединение "Баррикады" Underwater drilling and mineral mining complex, method of its installation and its control system
RU2566162C1 (en) * 2014-10-31 2015-10-20 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" Offshore well for oil and gas recovery with above-water placement of wellhead equipment
RU2665844C1 (en) * 2018-02-08 2018-09-04 Рафик Хасанович Арифулин Wellhead equipment
RU188422U1 (en) * 2018-11-09 2019-04-11 Акционерное общество "Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий" COVERING OF FOUNTAIN ARMATURE

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9109405B2 (en) Gas handler, riser assembly, and method
EP2535503B1 (en) Riser system comprising pressure control means.
BR112013006446B1 (en) UNITS TO CONNECT SUBMARINE RISER TO ANCHORAGE IN THE SEA BED AND THE SOURCE OF FLUID CARBONES AND THE SUBMARINE FLOATING DEVICE AND THE SURFACE STRUCTURE
CN102132002A (en) Subsea well intervention systems and methods
EP2599951A2 (en) Seabed well influx control system
MX2013003989A (en) Marine subsea assemblies.
RU2731435C1 (en) Above-water circulating head
US10081986B2 (en) Subsea casing tieback
RU2702776C1 (en) Circulating head
KR20150040519A (en) Pressure Vessel for Testing Drilling Equipment and Test Apparatus Using The Same
US20120261133A1 (en) Broken pipe blocker
WO2021002809A2 (en) A wellhead riser connectable to the device for testing and direct monitoring the connection efficacy of said wellhead riser to the wellhead
Hall et al. Means for Handling Gas Influx in a Marine Riser
KR20150002089A (en) Pressure Vessel and Test Apparatus for Drilling Equipment Using The Same
RU2768811C1 (en) Hydraulic string control system for lowering
RU2740837C1 (en) System of pipeline connection of surface x-mas tree fittings
US20140151056A1 (en) Securing a Sub-Sea Well Where Oil/Gas/Water is Flowing
Prieur Control aspects of drilling high pressure wells
AU2015201953A1 (en) Improved Valve Apparatus
CA3143573A1 (en) System for launching equipment with a cable for internally inspecting and unblocking production, injection and distribution ducts
AU2013204256A1 (en) Improved Diverter Valve
KR20150040515A (en) Pressure Vessel for Testing Drilling Equipment and Test Apparatus Using The Same
WO2019108067A1 (en) Integrity monitoring of sectioned hoses
Lochte et al. Morpeth subsea production system
CA3047968A1 (en) Subsea wellhead monitoring and controlling