RU2168605C2

RU2168605C2 - Wellhead equipment

Info

Publication number: RU2168605C2
Application number: RU99108652A
Authority: RU
Inventors: А.Ф. Абрамов; И.Я. Клюшин; В.Д. Михель
Original assignee: Абрамов Александр Федорович
Priority date: 1999-04-26
Filing date: 1999-04-26
Publication date: 2001-06-10

Abstract

FIELD: oil field equipment; applicable as well head equipment of oil wells equipped with sucker-rod pumps. SUBSTANCE: wellhead equipment has body with channel for communication with cavity of tubing, channel for communication with annular space and channel for communication of tubing with annular space. Body has cone sleeve for suspension of pipes, disk cutoff valve and casing head stuffing box for sealing of polished rod of sucker-rod pump. Shutoff members are installed in said communication channels. Connected coaxially with shutoff member and tightly to body of wellhead equipment is chamber of sluice box type. This chamber has movable rod for catching shutoff member and for its motion into chamber space. Chamber has slide gate for disconnection of chamber space from working cavity of wellhead equipment. Chamber internal space is communicated by means of channel with working cavity of wellhead equipment. Channel is closed with needle valve. EFFECT: provided replacement of shutoff members under pressure of working medium. 6 dwg

Description

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано в качестве оборудования устья нефтяных скважин, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами (ШГН). The invention relates to oilfield equipment and can be used as equipment for the wellhead operated by sucker rod pumps (SHG).

Известна фонтанная арматура [1], содержащая корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб и каналом сообщения с межтрубным пространством, конусную муфту для подвески труб, тарельчатый клапан-отсекатель, устьевой сальник для уплотнения полированного штока глубинного штангового насоса, запорные органы, установленные в канале сообщения полости насосно-компрессорных труб с межтрубным пространством. Known for fountain fittings [1], comprising a housing with a communication channel with a cavity of the tubing and a communication channel with the annulus, a conical sleeve for pipe suspension, a poppet valve, a wellhead seal for sealing a polished rod of a deep-well rod pump, locking elements installed in the communication channel of the cavity of the tubing with the annulus.

Недостатком известной арматуры является отсутствие возможности проведения замены запорных органов без остановки процесса добычи и разгерметизации рабочей полости арматуры. A disadvantage of the known valves is the lack of the ability to replace the locking elements without stopping the production process and depressurization of the working cavity of the valve.

Наиболее близким аналогом к заявляемой является арматура устья скважины [2] , содержащая корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб, каналом сообщения с межтрубным пространством и каналом сообщения полости насосно-компрессорных труб с межтрубным пространством, запорные органы, установленные в упомянутых каналах сообщения, конусную муфту для подвески труб, тарельчатый клапан-отсекатель и устьевой сальник для уплотнения полированного штока глубинного и штангового насоса. The closest analogue to the claimed is the wellhead reinforcement [2], comprising a housing with a communication channel with the tubing cavity, a communication channel with the annulus and a communication channel of the tubing cavity with the annular space, shut-off bodies installed in the said communication channels , conical sleeve for pipe suspension, poppet valve and wellhead seal for sealing the polished rod of the submersible and sucker rod pumps.

Недостатком известной арматуры также является отсутствие возможности проведения замены запорных органов без остановки процесса добычи и разгерметизации рабочей полости арматуры. A disadvantage of the known reinforcement is the lack of the ability to replace the locking elements without stopping the production process and depressurization of the working cavity of the reinforcement.

Технической задачей, решаемой изобретением, является создание арматуры, обеспечивающей возможность замены запорных органов без остановки процесса добычи и без разгерметизации рабочей полости арматуры, т.е. осуществление замены под давлением рабочей среды. The technical problem solved by the invention is the creation of reinforcement, providing the ability to replace the locking elements without stopping the production process and without depressurization of the working cavity of the reinforcement, i.e. replacement under pressure of the working medium.

Поставленная задача решается тем, что арматура устья скважины, содержащая корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб, каналом сообщения с межтрубным пространством и каналом сообщения полости насосно-компрессорных труб с межтрубным пространством, запорные органы, установленные в упомянутых каналах сообщения, рабочую полость, конусную муфту для подвески труб, тарельчатый клапан-отсекатель и устьевой сальник для уплотнения полированного штока глубинного штангового насоса, согласно изобретению снабжена камерой шлюзового типа, выполненной с возможностью герметичного присоединения к корпусу соосно с одним из запорных органов, при этом камера шлюзового типа содержит подвижный шток для захвата запорного органа и перемещения его в полость камеры, шиберный затвор для разобщения полости камеры от рабочей полости арматуры устья скважины, причем полость камеры сообщена с рабочей полостью арматуры устья скважины каналом, перекрытым игольчатым вентелем. The problem is solved in that the wellhead reinforcement, comprising a housing with a communication channel with a tubing cavity, a communication channel with an annulus and a communication channel of a tubing cavity with an annular space, shut-off bodies installed in said communication channels, a working cavity , a conical coupling for hanging pipes, a poppet valve and a wellhead seal for sealing a polished rod of a submersible sucker rod pump according to the invention is provided with call type, made with the possibility of tight connection to the housing coaxially with one of the locking bodies, while the lock-type chamber contains a movable rod for gripping the locking body and moving it into the chamber cavity, a slide gate for separating the chamber cavity from the working cavity of the wellhead reinforcement, and the cavity of the chamber is in communication with the working cavity of the reinforcement of the wellhead with a channel blocked by a needle vent.

Изобретение поясняется чертежами, где изображены:
на фигуре 1 - общий вид в разрезе по вертикальной плоскости;
на фигуре 2 - горизонтальный разрез по плоскости А-А;
на фиг. 3 - камера шлюзового типа, установленная над запорным органом, подвижный шток камеры изображен в момент захвата запорного органа;
на фигуре 4 - камера шлюзового типа в момент извлечения запорного органа из арматуры устья скважины, шиберный затвор при этом находится в положении "открыто";
на фигуре 5 - фрагмент камеры шлюзового типа в момент перемещения шиберного затвора из положения "открыто" в положение "закрыто";
на фигуре 6 - разрез камеры шлюзового типа по Б-Б;
на фигуре 7 - разрез шибера по В-В.The invention is illustrated by drawings, which depict:
figure 1 is a General view in section along a vertical plane;
figure 2 is a horizontal section along the plane aa;
in FIG. 3 - a lock-type chamber mounted above the locking element, the movable chamber rod is shown at the moment of locking the locking element;
in figure 4 - a chamber of the lock type at the time of extraction of the locking element from the reinforcement of the wellhead, the slide gate is in the "open"position;
figure 5 is a fragment of a lock-type chamber at the moment the slide gate is moved from the "open" position to the "closed"position;
figure 6 is a sectional view of a lock-type chamber according to BB;
figure 7 is a section of the gate on the BB.

Арматура устья нефтяной скважины (далее - арматура. фиг. 1, 2) содержит корпус 1 с каналами сообщения и технологическими узлами, приведенными в таблице. The reinforcement of the mouth of the oil well (hereinafter referred to as the reinforcement. Fig. 1, 2) comprises a housing 1 with communication channels and technological units shown in the table.

Манометрические штуцеры 6 снабжены манометрами 11. Корпус 1 оснащен также конусной муфтой 12 с уплотнителями 13, патрубком 14 для соединения с НКТ, защитной втулкой 15 и стопорным кольцом 16. Сверху корпус 1 закрыт крышкой 17 с помощью резьбовых шпилек 18 и уплотнителя 19. Внутри крышки 17 установлен противоаварийный отсекатель 20, выполненный в виде подпружиненной поворотной заслонки 21 и контактного упора 22. На крышке 17 установлен самоцентрирующийся сальниковый уплотнитель 23 (СУС) для герметизации полированного штока 24. СУС фиксируется в рабочем положении на крышке 17 при помощи упорной шайбы 25 и резьбовых шпилек 18. К корпусу 1 соосно с запорным органом 7 установлена камера шлюзового типа (далее - камера) 27. Камера (фиг. 3) содержит корпус нижний 28 и корпус верхний 29, подвижный шток 30 с захватом 31, втулку нажимную 32, резьбовой уплотнитель 33, седло верхнее (уплотнительное) 34, седло нижнее (направляющее) 35, шибер 36, втулку приводную 37, винт приводной 38, канал сообщения 39, перекрытый игольчатым вентилем 40. Шибер 36 выполнен из двух одинаковых между собою половин, между которыми расположены пружины 41 (фиг. 4, 6,7). Gauge fittings 6 are equipped with gauges 11. The housing 1 is also equipped with a conical sleeve 12 with seals 13, a nozzle 14 for connecting to the tubing, a protective sleeve 15 and a locking ring 16. On top of the housing 1 is closed by a cover 17 with threaded rods 18 and a seal 19. Inside the cover 17, an emergency shut-off valve 20 is installed, made in the form of a spring-loaded rotary damper 21 and a contact stop 22. A self-centering stuffing box seal 23 (СУС) is installed on the cover 17 to seal the polished rod 24. СУС is fixed in the working polo lid 17 using a thrust washer 25 and threaded rods 18. A lock chamber (hereinafter referred to as a chamber) 27 is installed to the housing 1 coaxially with the locking member 7. The chamber (Fig. 3) comprises a lower housing 28 and an upper housing 29, a movable rod 30 with a grip 31, a push sleeve 32, a threaded seal 33, an upper seat (seal) 34, a lower seat (guide) 35, a slide 36, a drive sleeve 37, a drive screw 38, a communication channel 39 blocked by a needle valve 40. The gate 36 is made of two identical halves between each other, between which springs 41 are located ( city 4, 6.7).

Функционирует арматура следующим образом (фиг. 2, 4). Устанавливают арматуру корпусом 1 на горизонтальный фланец колонной головки и закрепляют резьбовыми шпильками (не показано). К напорному боковому отводу 3 подсоединяют фланец с патрубком для соединения с напорным трубопроводом (не показано). К затрубному боковому отводу 5 подсоединяют фланец с патрубком для эхолотирования и подключения цементировочного агрегата (не показано). При работе ШГН нагнетаемая продукция поступает из полости НКТ 2 через открытый запорный орган 7 в напорный боковой отвод 3 и далее - в напорный трубопровод. При работе ШГН нагнетаемая продукция поступает из полости НКТ 2 через открытый запорный орган 7 в напорный боковой отвод 3 и далее - в напорный трубопровод. При этом запорный орган 7 в затрубном боковом отводе 5 закрыт. Запорный вентиль-клапан 9 работает в режиме обратного клапана, перепуская избыток газа из межтрубного пространства 4 в полость НКТ 2. В случае аварийного обрыва полированного штока 24 и падения его вниз освобождается контактный упор 22, выполненный из легкого металла (например, из баббита) и поворотная заслонка 21 под воздействием пружины герметично закрывает отверстие в крышке 17, не допуская выхода наружу скважинной жидкости. The valves function as follows (Fig. 2, 4). Install the valve body 1 on the horizontal flange of the column head and secure with threaded rods (not shown). To the pressure side branch 3 connect a flange with a pipe for connection with a pressure pipe (not shown). To the annular lateral branch 5 connect a flange with a pipe for echo soundering and connecting a cementing unit (not shown). During the operation of the SHGN, the injected product enters from the tubing cavity 2 through the open shutoff member 7 to the pressure side branch 3 and then to the pressure pipe. During the operation of the SHGN, the injected product enters from the tubing cavity 2 through the open shutoff member 7 to the pressure side branch 3 and then to the pressure pipe. In this case, the locking member 7 in the annular lateral branch 5 is closed. The shut-off valve-valve 9 operates in the non-return valve mode, transferring excess gas from the annulus 4 to the tubing cavity 2. In the event of an emergency break of the polished rod 24 and its falling down, the contact stop 22 made of light metal (for example, from babbit) is released and the rotary damper 21 under the influence of the spring hermetically closes the hole in the cover 17, preventing the outward flow of the well fluid.

Глушение скважины осуществляется подачей солевого раствора в межтрубное пространство 4 по затрубному боковому отводу 5 через открытый вентиль 7. Silencing of the well is carried out by supplying a saline solution to the annulus 4 along the annular lateral branch 5 through an open valve 7.

Манометры 11 контролируют давление в полости НКТ 2 и в межтрубном пространстве 4 через открытый обратный клапан 10. При смене манометра 11 штуцер 6 извлекают из обратного клапана 10, который при этом закрывается. Manometers 11 control the pressure in the tubing cavity 2 and in the annulus 4 through the open check valve 10. When changing the pressure gauge 11, the fitting 6 is removed from the check valve 10, which closes.

При необходимости произвести замену запорного органа 7 соосно ему присоединяют к корпусу 1 камеру 27, при этом шибер 36 находится в положении "открыто", а шток 30 располагается в полости верхнего корпуса 29 (фиг. 3). Вращением штока 30 вправо подводят его захват 31 к шестигранной головке запорного органа 7 и ориентируют совпадение граней головки с гранями захвата 31. Далее, вращая втулку нажимную 32 и удерживая от вращения шток 30, обеспечивают поступательное движение штоку 30 для соединения шестигранных поверхностей захвата 31 с запорным органом 7. Затем вращением штока 30 влево вывинчивают запорный орган 7 из резьбового гнезда корпуса 1 арматуры и перемещают его в полость верхнего корпуса 29 камеры 27 (фиг. 4). При этом полость камеры получает сообщение с рабочей полостью арматуры. Далее вращением винта приводного 37 переводят шибер 36 в положение "закрыто" (фиг. 3), сливают жидкость из полости камеры 27 через дренажный клапан (не показано), отсоединяют верхнюю часть корпуса 29 камеры 27, извлекают запорный орган 7 из шестигранного гнезда захвата 31. Устанавливают в шестигранное гнездо захвата 31 новый запорный орган 7. Присоединяют верхний корпус 29 с запорным органом 7 внутри к нижнему корпусу 28, вращением игольчатого вентиля 40 выравнивают давление верхнего корпуса 29 с нижним 28, переводят шибер 36 в положение "открыто" и вращением штока 30 устанавливают новый запорный орган 7 в свое рабочее гнездо. Перед отсоединением камеры 27 опорожняют ее полость от жидкости при помощи дренажного клапана (не показано). If necessary, replace the locking element 7 coaxially to it is connected to the housing 1 of the chamber 27, while the gate 36 is in the "open" position, and the stem 30 is located in the cavity of the upper housing 29 (Fig. 3). By rotating the stem 30 to the right, its grip 31 is brought to the hexagonal head of the locking member 7 and the coincidence of the faces of the head with the faces of the gripping 31 is oriented. Next, by rotating the push sleeve 32 and holding the stem 30 from rotation, they provide translational movement to the stem 30 for connecting the six-sided gripping surfaces 31 to the locking body 7. Then, by rotating the stem 30 to the left, the locking member 7 is unscrewed from the threaded socket of the valve body 1 and move it into the cavity of the upper case 29 of the chamber 27 (Fig. 4). In this case, the chamber cavity receives a message with the working cavity of the valve. Next, by turning the screw of the drive 37, the gate 36 is moved to the closed position (Fig. 3), the liquid is drained from the cavity of the chamber 27 through a drain valve (not shown), the upper part of the housing 29 of the chamber 27 is disconnected, the locking member 7 is removed from the hexagonal socket 31 A new locking element is installed in the hexagonal socket 31. Attach the upper case 29 with the locking element 7 inside to the lower case 28, rotate the needle valve 40 to equalize the pressure of the upper case 29 with the lower 28, slide the gate 36 to the “open” position and rotate m rod 30 install a new locking body 7 in its working socket. Before disconnecting the chamber 27, empty its cavity from the fluid using a drain valve (not shown).

Практическое применение заявляемой арматуры позволит производить замену любого запорного-регулирующего органа без остановки процесса добычи и без разрядки давления в арматуре. При этом исключается длительный простой скважины и отпадает необходимость в дорогостоящей операции, связанной с глушением скважины задавочной жидкостью. Кроме того, процедура замены запорного органа с применением камеры шлюзового типа не требует привлечения тяжелой дорогостоящей техники и высокой квалификации рабочих. Practical application of the inventive valves will allow the replacement of any shut-off regulatory body without stopping the production process and without pressure relief in the valve. This eliminates the long idle time of the well and eliminates the need for expensive operations associated with killing the well with filling fluid. In addition, the procedure for replacing the locking element using a lock-type chamber does not require the use of heavy expensive equipment and highly skilled workers.

Источники информации
1. Компановка фонтанной арматуры в горизонтальном положении на нефтяных и газовых скважинах, ВНИИОЭНГ N 4820, Москва, Т-06186, 1972.Sources of information
1. The layout of the fountain valves in a horizontal position on oil and gas wells, VNIIOENG N 4820, Moscow, T-06186, 1972.

2. RU 96115557 A1, 1998. 2. RU 96115557 A1, 1998.

Claims

The wellhead reinforcement, comprising a housing with a communication channel with a tubing cavity, a communication channel with an annulus and a communication channel of a tubing cavity with an annulus, locking elements installed in said communication channels, a working cavity, a conical sleeve for pipe suspension , poppet valve-shutoff and wellhead stuffing box for sealing a polished rod of a submersible sucker-rod pump, characterized in that it is equipped with a lock-type chamber, made with possibly Tew hermetic attachment to the casing coaxially with one of the closing bodies, wherein the chamber comprises a sluice type movable shaft for gripping the closure member and moving it into the cavity chamber gate valve to isolate the chamber from the cavity of the working chamber channel wellhead valve, the overlapped needle valve.