RU213705U1 - Device for shutting off the injection channel of the wellhead well assembly - Google Patents
Device for shutting off the injection channel of the wellhead well assembly Download PDFInfo
- Publication number
- RU213705U1 RU213705U1 RU2021102878U RU2021102878U RU213705U1 RU 213705 U1 RU213705 U1 RU 213705U1 RU 2021102878 U RU2021102878 U RU 2021102878U RU 2021102878 U RU2021102878 U RU 2021102878U RU 213705 U1 RU213705 U1 RU 213705U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- locking element
- housing
- axis
- wellhead
- passage
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 23
- 235000012495 crackers Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 230000023298 conjugation with cellular fusion Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000013011 mating Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000021037 unidirectional conjugation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 3
- 230000001808 coupling Effects 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 241000711895 Bovine orthopneumovirus Species 0.000 description 1
- 210000002832 Shoulder Anatomy 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive Effects 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing Effects 0.000 description 1
- 230000036633 rest Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening Effects 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Полезная модель относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройству устьевой компоновки скважины, предназначенному для полного или частичного перекрытия потока рабочей жидкости в фонтанном, устьевом, нагнетательном оборудовании, в манифольдах обвязки нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, трубопровода, используемом преимущественно при гидравлическом разрыве пластов, а также при освоении, эксплуатации, ремонте нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Устройство обеспечивает герметичное перекрытие нагнетательного канала устьевой компоновки скважины и подвеску НКТ, повышает надежность и безопасность устройства в процессе его эксплуатации, а также его ремонтопригодность. Устройство для перекрытия нагнетательного канала устьевой компоновки скважины включает полый корпус с подводящим и отводящим каналами, внутри которого установлен запорный элемент со сквозным отверстием для прохода рабочей среды диаметром, равным сквозному проходному каналу корпуса. Запорный элемент выполнен со ступенчатой наружной поверхностью, сопрягаемой со ступенчатой внутренней поверхностью полости, образованной корпусом и крышкой, и снабжен двумя выходящими наружу за корпус и крышку концами: одного - для соединения с приводом с возможностью поворота вокруг своей оси на 90 градусов, и другого - для соединения с устройством для нагнетания смазки. Два уплотнительных вкладыша установлены по обе стороны от запорного элемента и снабжены сквозными отверстиями, расположенными на одной оси с подводящим и отводящим каналами. Большая ступень запорного элемента установлена с зазором относительно большей ступени полости корпуса. В зазоре по обе стороны от запорного элемента вдоль оси сквозного проходного канала корпуса размещены сухари, закрепленные в корпусе неподвижно, выполненные в форме цилиндрического сегмента со скошенными торцами для фиксации от прокручивания уплотнительных вкладышей, снабженных уплотнительными манжетами, размещенных перпендикулярно оси корпуса и выполненных в виде цилиндрического сегмента со сквозным отверстием в средней части, диаметр которого равен диаметру сквозного проходного канала, и фигурными торцами, взаимодействующими с торцами сухарей. Нижний торец корпуса выполнен в виде фланца с внутренней резьбой, соответствующей резьбе подвешиваемой колонны насосно-компрессорных или технологических труб, а верхний торец корпуса выполнен с наружной резьбой быстроразъемного соединения. 6 ил.
Description
Полезная модель относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройству устьевой компоновки скважины, предназначенному для полного или частичного перекрытия потока рабочей жидкости (проходных каналов) в фонтанном, устьевом, нагнетательном оборудовании, в манифольдах обвязки нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, трубопровода, используемом преимущественно при гидравлическом разрыве пластов, а так же при освоении, эксплуатации, ремонте нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.The utility model relates to the field of the oil and gas industry, namely, to a device for a wellhead assembly designed to completely or partially shut off the flow of the working fluid (through channels) in the wellhead, wellhead, injection equipment, in the manifolds for piping oil, gas and gas condensate wells, the pipeline used mainly in hydraulic fracturing, as well as in the development, operation, repair of oil, gas and gas condensate wells.
При гидравлическом разрыве пласта через задвижку в скважину закачивают геле-песчаную смесь. Перекрытие потока геле-песчаной смеси происходит в задвижках с шибером при уплотнении металл-металл, а именно поверхности шибера и седла, которые должны точно подходить друг к другу.During hydraulic fracturing, a gel-sand mixture is pumped into the well through a valve. Shutting off the flow of the gel-sand mixture occurs in gate valves with metal-to-metal sealing, namely the surfaces of the gate and seat, which must fit exactly to each other.
Геле-песчаная смесь интенсивно размывает поверхность седла задвижки, увеличивая зазор между шибером и седлом, преждевременно нарушая тем самым герметичность задвижки. Исходя из опыта работы с шиберными задвижками, их средняя наработка прокачки составляет около 300 тонн геле-песчаной смеси, после чего седло теряет герметичность.The gel-sand mixture intensively erodes the surface of the valve seat, increasing the gap between the gate and the seat, thereby prematurely breaking the tightness of the valve. Based on experience with gate valves, their average pumping time is about 300 tons of gel-sand mixture, after which the seat loses its tightness.
Кроме того, шиберные задвижки не обеспечивают возможности подвески колонны насосно-компрессорных или технологических труб (НКТ) на устье скважины. Для обеспечения подвески НКТ на устье скважины для перекрытия нагнетательного канала устьевой компоновки скважины приходится применять дополнительное оборудование, а именно подвесную фланцевую катушку.In addition, gate valves do not provide the ability to hang a string of tubing or process pipes (tubing) at the wellhead. To ensure the suspension of the tubing at the wellhead to shut off the injection channel of the wellhead assembly, it is necessary to use additional equipment, namely, a suspended flange coil.
Известно устройство для гидравлического разрыва пласта газовой скважины, включающее отсекающий элемент высокого давления в виде задвижки высокого давления (см. описание полезной модели к патенту Российской Федерации №52919, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.04.2006).)A device for hydraulic fracturing of a gas well formation is known, including a high-pressure cut-off element in the form of a high-pressure valve (see the description of the utility model to the patent of the Russian Federation No. 52919, IPC E21V 43/26, publ. 27.04.2006).)
Колонна насосно-компрессорных труб и отсекающий элемент высокого давления в известном устройстве подвешены на подвесном патрубке (подвесной фланцевой катушке), закрепленном над устьевой арматурой.The tubing string and the high-pressure cut-off element in the known device are suspended on a hanging pipe (suspended flange coil) fixed above the wellhead fittings.
Известная задвижка обеспечивает возможность подвески НКТ на устье скважины только с использованием дополнительного оборудования в виде подвесной фланцевой катушки.Known valve provides the possibility of hanging the tubing at the wellhead only using additional equipment in the form of a hanging flange coil.
Кроме того, в известном устройстве в качестве отсекающего элемента высокого давления применяют задвижку высокого давления с маховиком, установленным на приводном винте для передвижения запорного элемента-шибера. Использование приводного винта не обеспечивает надежную работу запорного устройства. В процессе эксплуатации, в случае поломки приводного винта, закрытие или открытие задвижки становится невозможным, что приводит к аварийной ситуации, предотвращение которой является очень долговременной, трудоемкой и дорогостоящей операцией.In addition, in the known device, as a high-pressure shut-off element, a high-pressure valve with a flywheel mounted on a drive screw is used to move the shut-off element-gate. The use of a drive screw does not ensure reliable operation of the locking device. During operation, in the event of a drive screw failure, closing or opening the valve becomes impossible, which leads to an emergency, the prevention of which is a very long-term, laborious and expensive operation.
Известна задвижка запорно-регулируемая, содержащая корпус с подводящим и отводящим каналами и запорным органом (см. описание изобретения к патенту Российской Федерации №2506483, МПК F16K 3/312, опубл. 10.02.2014).A shut-off and adjustable valve is known, containing a housing with inlet and outlet channels and a shut-off body (see the description of the invention to the patent of the Russian Federation No. 2506483, IPC
Седла известной задвижки, контактирующие с запорным органом, расположены в подводящем и отводящем каналах.Saddle known valves in contact with the shut-off body, located in the inlet and outlet channels.
Запорный орган выполнен в виде перемещаемого от приводного винта вдоль своей оси шибера, взаимодействующего нижней профилированной частью с пятой, опирающейся при открытии задвижки заплечиками на проточки кольцевых седел и подпружиненной через нижнее цилиндрическое окно корпуса.The locking body is made in the form of a gate moving from the drive screw along its axis, interacting with the lower profiled part with the fifth, which, when the valve is opened, rests with its shoulders on the grooves of the annular seats and is spring-loaded through the lower cylindrical window of the body.
Известная задвижка не обеспечивает возможность подвески НКТ на устье скважины без использования дополнительного оборудования, а именно, подвесной фланцевой катушки.Known valve does not provide the possibility of hanging tubing at the wellhead without the use of additional equipment, namely, a hanging flange coil.
Использование приводного винта не обеспечивает надежную работу запорного устройства. В процессе эксплуатации, в случае поломки приводного винта, закрытие или открытие задвижки становится невозможным, что приводит к аварийной ситуации, предотвращение которой является очень долговременной, трудоемкой и дорогостоящей операцией.The use of a drive screw does not ensure reliable operation of the locking device. During operation, in the event of a drive screw failure, closing or opening the valve becomes impossible, which leads to an emergency, the prevention of which is a very long-term, laborious and expensive operation.
Известно запорное устройство, принятое в качестве прототипа, включающее полый корпус с подводящим и отводящим каналами, внутри которого установлен запорный элемент со сквозным отверстием для прохода рабочей среды диаметром равным сквозному проходному каналу корпуса, при этом запорный элемент выполнен со ступенчатой наружной поверхностью, сопрягаемой со ступенчатой внутренней поверхностью полости, образованной корпусом и крышкой, и снабжен двумя выходящими наружу за корпус и крышку концами: одним - для соединения с приводом с возможностью поворота вокруг своей оси на 90 градусов и другим - для соединения с устройством для нагнетания смазки, а также имеет два седла, установленные по обе стороны от запорного элемента, снабженные сквозными отверстиями, расположенными на одной оси с подводящим и отводящим каналами, (см. описание полезной модели к патенту №161426, МПК F16K 5/04, опубл. 20.04.2016).A locking device is known, adopted as a prototype, including a hollow body with inlet and outlet channels, inside which a locking element is installed with a through hole for the passage of the working medium with a diameter equal to the through passage of the housing, while the locking element is made with a stepped outer surface mating with a stepped the inner surface of the cavity formed by the body and cover, and is provided with two ends extending outside the body and cover: one for connection with the drive with the ability to rotate around its axis by 90 degrees and the other for connection with a device for pumping lubricant, and also has two saddles installed on both sides of the locking element, provided with through holes located on the same axis as the inlet and outlet channels (see the description of the utility model for patent No. 161426, IPC F16K 5/04, publ. 20.04.2016).
Известное устройство не может одновременно выполнять функцию по перекрытию и в то же время выполнять функцию подвески НКТ на устье скважины.The known device cannot simultaneously perform the function of overlapping and at the same time perform the function of hanging the tubing at the wellhead.
Соединение в известном устройстве патрубков и корпуса посредством резьбового соединения не позволит обеспечить приложение усилия через известное устройство в осевом направлении (обеспечить подъем) всей устьевой компоновки и присоединенного к ней подземного оборудования (весом до 100 тонн).The connection in the known device of pipes and housing by means of a threaded connection will not allow for the application of force through the known device in the axial direction (to provide lifting) of the entire wellhead assembly and associated underground equipment (weighing up to 100 tons).
Наличие резьбового соединения увеличивает вероятность не герметичности известного устройства, в результате чего возникает необходимость ввода дополнительных уплотнительных элементов. Кроме того, увеличивается вероятность выхода из строя известного устройства в случае интенсивного размыва внутреннего канала патрубков при прокачке гелепесчаной смеси, так как уплотнительные элементы на торцах патрубков расположены в торце в непосредственной близости к внутреннему каналу задвижки.The presence of a threaded connection increases the likelihood of non-tightness of the known device, resulting in the need to introduce additional sealing elements. In addition, the probability of failure of the known device increases in case of intensive erosion of the internal channel of the nozzles when pumping the gel-sand mixture, since the sealing elements at the ends of the nozzles are located at the end in close proximity to the internal channel of the valve.
Известное устройство имеет низкую ремонтопригодность, так как при выходе из строя уплотнения между патрубками и корпусом для его замены придется выкручивать патрубки, которые приклеены. Для разрушения клея придется местно нагревать резьбовое соединения до высоких температур, что приведет к изменению геометрических параметров резьбы (расширение металла при нагреве), что может привести к последующему ослаблению и уменьшению прочностных характеристик резьбы.The known device has a low maintainability, since in case of failure of the seal between the pipes and the housing, to replace it, you will have to unscrew the pipes that are glued. To destroy the adhesive, it will be necessary to locally heat the threaded connection to high temperatures, which will lead to a change in the geometric parameters of the thread (expansion of the metal upon heating), which can lead to subsequent weakening and a decrease in the strength characteristics of the thread.
Технической задачей и результатом предлагаемого технического решения является обеспечение возможности одним устройством обеспечить герметичное перекрытие нагнетательного канала устьевой компоновки скважины и подвеску НКТ и повысить надежность, ремонтопригодность и безопасность устройства в процессе его эксплуатации.The technical task and the result of the proposed technical solution is to provide the possibility of one device to provide a hermetic overlap of the injection channel of the wellhead assembly of the well and the suspension of the tubing and to increase the reliability, maintainability and safety of the device during its operation.
Технический результат достигается тем, что устройство для перекрытия нагнетательного канала устьевой компоновки скважины, включающее полый корпус с подводящим и отводящим каналами, внутри которого установлен запорный элемент со сквозным отверстием для прохода рабочей среды диаметром, равным сквозному проходному каналу корпуса, при этом запорный элемент выполнен со ступенчатой наружной поверхностью, сопрягаемой со ступенчатой внутренней поверхностью полости, образованной корпусом и крышкой, и снабжен двумя выходящими наружу за корпус и крышку концами: одного - для соединения с приводом с возможностью поворота вокруг своей оси на 90 градусов и другого - для соединения с устройством для нагнетания смазки, а также два уплотнительных вкладыша, установленных по обе стороны от запорного элемента, снабженных сквозными отверстиями, расположенными на одной оси с подводящим и отводящим каналами, отличающееся тем, что большая ступень запорного элемента установлена с зазором относительно большей ступени полости корпуса, при этом в зазоре по обе стороны от запорного элемента вдоль оси сквозного проходного канала корпуса размещены сухари, закрепленные в корпусе неподвижно, выполненные в форме цилиндрического сегмента со скошенными торцами для фиксации от прокручивания уплотнительных вкладышей, снабженных уплотнительными манжетами из эластомера, размещенных перпендикулярно оси корпуса и выполненных в виде цилиндрического сегмента со сквозным отверстием в средней части, диаметр которого равен диаметру сквозного проходного канала, и фигурными торцами, взаимодействующими с торцами сухарей, при этом нижний торец корпуса выполнен в виде фланца для соединения с устьевым оборудованием и внутренней резьбой, расположенной в проходном отверстии фланца и соответствующей резьбе подвешиваемой колонны насосно-компрессорных или технологических труб, а верхний торец корпуса выполнен с наружной резьбой быстроразъемного соединения.The technical result is achieved by the fact that the device for shutting off the injection channel of the wellhead layout of the well, including a hollow body with inlet and outlet channels, inside which a locking element is installed with a through hole for the passage of the working medium with a diameter equal to the through passage channel of the body, while the locking element is made with stepped outer surface mating with the stepped inner surface of the cavity formed by the body and the cover, and is provided with two ends extending outside the body and the cover: one for connection with the drive with the possibility of rotation around its axis by 90 degrees and the other for connection with the device for injection of lubricant, as well as two sealing inserts installed on both sides of the locking element, provided with through holes located on the same axis with the inlet and outlet channels, characterized in that the large stage of the locking element is installed with a gap relative to the larger stage upeni of the cavity of the body, while in the gap on both sides of the locking element along the axis of the through passage channel of the body there are crackers fixed in the body motionless, made in the form of a cylindrical segment with beveled ends to fix the sealing inserts from scrolling, equipped with sealing cuffs made of elastomer, placed perpendicular to the body axis and made in the form of a cylindrical segment with a through hole in the middle part, the diameter of which is equal to the diameter of the through passage channel, and figured ends interacting with the ends of the crackers, while the lower end of the body is made in the form of a flange for connection with wellhead equipment and internal thread located in the passage hole of the flange and the corresponding thread of the suspended string of tubing or process pipes, and the upper end of the housing is made with an external thread of a quick-coupling connection.
Предлагаемое устройство заменяет в схеме фонтанной арматуры два изделия задвижку и подвесную фланцевую катушку и выполняет функцию, как по перекрытию канала, так и подвеску НКТ.The proposed device replaces two products in the X-mas tree scheme - a valve and a hanging flanged coil and performs the function of both closing the channel and hanging the tubing.
Предлагаемое устройство значительно упрощает схему фонтанной арматуры, а также уменьшает число соединительных элементов, увеличивает герметичность и безопасность эксплуатации, уменьшает высоту и вес фонтанной арматуры, что облегчает эксплуатацию и обслуживание.The proposed device greatly simplifies the X-mas tree layout, and also reduces the number of connecting elements, increases the tightness and safety of operation, reduces the height and weight of the X-mas tree, which facilitates operation and maintenance.
Предлагаемое устройство монтируют непосредственно в устьевую компоновку скважины, а для приведения в действие запорного элемента не требуется его перемещение вдоль оси, что позволяет исключить из конструкции приводной винт. Для приведения запорного элемента в рабочее положение необходимо повернуть его на 90 градусов вокруг своей оси.The proposed device is mounted directly in the wellhead assembly, and to actuate the locking element, it does not need to be moved along the axis, which makes it possible to exclude the drive screw from the design. To bring the locking element into working position, it is necessary to rotate it 90 degrees around its axis.
Использование предлагаемого устройства позволит увеличить среднюю наработку прокачки гелепесчаной смеси до 800 тонн.The use of the proposed device will increase the average time of pumping the gel-sand mixture up to 800 tons.
Устройство для перекрытия нагнетательного канала устьевой компоновки скважины поясняется чертежами, где:The device for shutting off the injection channel of the wellhead layout of the well is illustrated by drawings, where:
на фиг. 1 изображен общий вид устройства в изометрии; in fig. 1 shows a general view of the device in isometry;
на фиг. 2 – продольное сечение общего вида устройства; in fig. 2 - longitudinal section of the general view of the device;
на фиг. 3 – сечение А – А на фиг. 2; in fig. 3 - section A - A in Fig. 2;
на фиг. 4 – продольное сечение общего вида устройства ; in fig. 4 - longitudinal section of the general view of the device;
на фиг. 5 – сечение Б – Б на фиг. 4; in fig. 5 - section B - B in Fig. four;
на фиг. 6 – общий вид запорного элемента; in fig. 6 - general view of the locking element;
на фиг. 7 – уплотнительное седло с манжетой, общий вид; in fig. 7 – sealing saddle with collar, general view;
на фиг. 8 – сухарь, общий вид.in fig. 8 - cracker, general view.
Устройство для перекрытия нагнетательного канала устьевой компоновки скважины состоит из корпуса 1, запорного элемента 2 и крышки 3.The device for shutting off the injection channel of the wellhead layout of the well consists of a
Корпус 1 выполнен со сквозным цилиндрическим проходным каналом 4, образованным подводящим и отводящим каналами, и двумя сквозными отверстиями: одно - для установки конца 5 запорного элемента 2 и другое - для размещения крышки 3, устанавливаемой в корпус 1 перпендикулярно его продольной оси, и снабженной сквозным отверстием для установки конца 6 запорного элемента 2 (сквозные отверстия на чертеже не показаны).The
Запорный элемент 2 установлен с возможностью поворота от привода (привод на чертеже не показан).The
Запорный элемент 2 выполнен со ступенчатой наружной поверхностью, сопрягаемой со ступенчатой внутренней поверхностью полости, образованной корпусом 1 и крышкой 2, при этом концы 5 и 6 выходят наружу за корпус 1 и крышку 3. Запорный элемент 2 выполнен со сквозным проходным отверстием 7, размещенным перпендикулярно продольной оси запорного элемента 2 (сквозное отверстие полости корпуса и сквозное ступенчатое отверстие крышки на чертеже не показаны). Причем большая ступень запорного элемента 2 установлена с зазором относительно большей ступени полости корпуса 1 (зазор на чертеже не показан). Диаметр проходного отверстия 7 запорного элемента 2 равен сквозному цилиндрическому проходному каналу 4. В зазоре по обе стороны от запорного элемента 2 размещены сухари 8 и уплотнительные вкладыши 9, толщина которых равна величине кольцевого зазора между запорным элементом 2 и корпусом 1, причем сухари 8 размещены вдоль оси сквозного проходного канала 4 корпуса 1, а уплотнительные вкладыши торцом перпендикулярно оси корпуса 1.The
Уплотнительные вкладыши 9 выполнены в виде металлического корпуса, имеющего форму цилиндрического, сегмента, в средней части которого выполнено сквозное отверстие 10, диаметр которого равен диаметру сквозного проходного канала 4. Уплотнительные вкладыши 9 снабжены манжетами 11 из эластомера, размещенными в канавках, выполненных в корпусах уплотнительных вкладышей 9 (канавки на чертеже не показаны). Манжета 11 уплотнительного вкладыша 9 обеспечивает его поджатие к запорному элементу 2 за счет упругих свойств манжет 11 из эластомера. Дополнительную герметизацию сопрягаемых поверхностей корпуса 1, уплотнительных вкладышей и запорного элемента 2, обеспечивает смазывание их арматурной смазкой.The sealing
Уплотнительные вкладыши 9 обеспечивают герметичность устройства путем исключения попадания рабочей жидкости из сквозного проходного канала 4 корпуса 1 и сквозным проходным отверстием 7 запорного элемента 2 в зазоры между запорным элементом 2 и корпусом 1.
Торцы 12 корпусов уплотнительных вкладышей 9 выполнены фигурными для взаимодействия с торцами сухарей 8, имеющих форму цилиндрического сегмента со скошенными торцами. Сухари 8 закреплены в корпусе 1 неподвижно (без возможности вращения совместно с запорным элементом 2 при его повороте) любым известным способом и выполняют функцию фиксатора уплотнительных вкладышей 9 от прокручивания.The
Крышка 3 закреплена на корпусе 1 винтами (винты на чертеже не показаны).The
Запорный элемент 2 имеет систему смазочных каналов (каналы на чертеже не показаны).The
Один конец 5 запорного элемента 2 предназначен для подсоединения привода устройства, а другой конец 6 снабжен резьбовым отверстием для соединения с устройством для нагнетания смазки в каналы, в отсутствии которого установлена заглушка 13 (привод и устройство для нагнетания смазки на чертеже не показаны).One
Нижний торец корпуса 1 выполнен в виде фланца 14 с параметрами, соответствующими ГОСТ 28919-91. Во фланце 14 выполнена внутренняя резьба 15, типоразмер которой соответствует резьбе подвешиваемой колонне труб НКТ. Верхний торец корпуса 1 выполнен с наружной резьбой 16 быстроразъемного соединения (БРС).The lower end of the
Устройство для перекрытия нагнетательного канала устьевой компоновки скважины, монтируют непосредственно в устьевую компоновку скважины.The device for shutting off the injection channel of the wellhead assembly is mounted directly into the wellhead assembly.
Устройство работает следующим образом.The device works as follows.
Закрытие (перекрытие) устройства производят поворотом запорного элемента 2 вокруг своей оси на 90 градусов с помощью привода устройства относительно сухарей 8 и корпусов уплотнительных вкладышей 9. При этом сквозное проходное отверстие 6 запорного элемента 2 занимает положение, не совпадающее со сквозным проходным каналом 4 и сквозным отверстием 10, при котором их оси расположены под углом 90 градусов друг к другу. При вращении запорного элемента 2 в обратном направлении сквозное проходное отверстие 6 запорного элемента 2 расположено соосно сквозному проходному каналу 4 и сквозному отверстию 10, и устройство открывается.Closing (overlapping) of the device is carried out by turning the
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU213705U1 true RU213705U1 (en) | 2022-09-23 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB507878A (en) * | 1938-10-13 | 1939-06-22 | Donald Kermode | Improvements in fluid control cocks |
| UA51763C2 (en) * | 1999-07-29 | 2002-12-16 | Національна Акціонерна Компанія "Нафтогаз України" Дочірня Компанія "Укргазвидобування" Воєнізована Газорятувальна Протифонтанна Частина "Лікво" | Packer |
| RU55855U1 (en) * | 2006-03-31 | 2006-08-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Сибтехноцентр" | WELL MOUNT SEALER AND INSERT FOR TUBE SEALING |
| RU161426U1 (en) * | 2015-08-14 | 2016-04-20 | Алексей Григорьевич Ханин | LOCKING DEVICE |
| RU2609043C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-01-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device and method for wellhead sealing |
| RU181286U1 (en) * | 2017-04-24 | 2018-07-09 | Закрытое акционерное общество "Курганспецарматура" | Control valve |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB507878A (en) * | 1938-10-13 | 1939-06-22 | Donald Kermode | Improvements in fluid control cocks |
| UA51763C2 (en) * | 1999-07-29 | 2002-12-16 | Національна Акціонерна Компанія "Нафтогаз України" Дочірня Компанія "Укргазвидобування" Воєнізована Газорятувальна Протифонтанна Частина "Лікво" | Packer |
| RU55855U1 (en) * | 2006-03-31 | 2006-08-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Сибтехноцентр" | WELL MOUNT SEALER AND INSERT FOR TUBE SEALING |
| RU161426U1 (en) * | 2015-08-14 | 2016-04-20 | Алексей Григорьевич Ханин | LOCKING DEVICE |
| RU2609043C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-01-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device and method for wellhead sealing |
| RU181286U1 (en) * | 2017-04-24 | 2018-07-09 | Закрытое акционерное общество "Курганспецарматура" | Control valve |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГОСТ 9399-81 Фланцы стальные резьбовые на Ру 20-100 МПа (200-1000 кгс/кв.см).Технические условия, Группа Г18, МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ, МКС 23.040.60, ОКП 41 8411, Дата введения 1982.01.01. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2454857C (en) | Y-body christmas tree for use with coil tubing | |
| US5012865A (en) | Annular and concentric flow wellhead isolation tool | |
| RU2352756C1 (en) | Bushing for insulating hydro-break | |
| US11111759B2 (en) | Ball valve for oil and gas fracturing operation | |
| EP3140573B1 (en) | System, method and apparatus for combined ball segment valve and check valve | |
| US20220186577A1 (en) | Modular valve tree | |
| US20130168104A1 (en) | Metal-to-metal sealing arrangement for control line and method of using same | |
| CN104499993B (en) | Dual-flap-valve type downhole safety valve | |
| US20170102078A1 (en) | Hydraulic and programmable hydra seal gate valve and remotely operated fracturing stack | |
| RU213705U1 (en) | Device for shutting off the injection channel of the wellhead well assembly | |
| US11261979B2 (en) | Check valve pivot pin retainer seal | |
| US9958072B2 (en) | Line blind valve assembly having an injection sealing system | |
| US20220221064A1 (en) | Seat pocket insert | |
| US20170044881A1 (en) | Plunger Lift Lubricator with Mounted Pipe Connectors | |
| US11353131B2 (en) | Gate valve bonnet connector | |
| EP2376740B1 (en) | Wellhead downhole line communication arrangement | |
| AU2012288616A1 (en) | Valve | |
| RU2637681C1 (en) | Tube head | |
| RU161202U1 (en) | COLUMN HEAD | |
| US11261978B2 (en) | Annulus safety valve system and method | |
| US10458198B2 (en) | Test dart system and method | |
| RU2650000C1 (en) | Pipe head | |
| US10260305B2 (en) | Completion system with external gate valve | |
| RU61828U1 (en) | SEMI-HOUSING VALVE LATCH AND VALVE LATCH | |
| CA3136728C (en) | Seat pocket insert |