RU2176722C2 - Arrangement of well-head equipment - Google Patents
Arrangement of well-head equipment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2176722C2 RU2176722C2 RU96119479A RU96119479A RU2176722C2 RU 2176722 C2 RU2176722 C2 RU 2176722C2 RU 96119479 A RU96119479 A RU 96119479A RU 96119479 A RU96119479 A RU 96119479A RU 2176722 C2 RU2176722 C2 RU 2176722C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- head
- column head
- crosspiece
- pipe head
- column
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтегазодобывающей промышленности, к устройствам оборудования скважин. The invention relates to the field of mining, in particular to the oil and gas industry, to well equipment devices.
Известны устройства устьевого оборудования скважин, содержащие кондуктор, колонную головку, крестовину колонной головки, трубную головку и елку с задвижками на струнах [2]. Known devices for wellhead equipment containing wells, a conductor, a column head, a crosspiece of a column head, a pipe head and a Christmas tree with gate valves on strings [2].
Недостатком известных устройств являются ограниченные функциональные возможности. A disadvantage of the known devices is limited functionality.
Известно устройство устьевого оборудования скважин, содержащее колонную головку, крестовину колонной головки, трубную головку, ось центрального канала которой смещена относительно центральной оси крестовины колонной головки на определенную расчетную величину в сторону от кабельного ввода высокого давления [1]. A device for wellhead equipment of wells is known, comprising a column head, a crosspiece of the column head, a pipe head, the axis of the central channel of which is offset from the central axis of the crosspiece of the column head by a certain calculated value, away from the high pressure cable entry [1].
Недостатком известного устройства устьевого оборудования скважин являются ненадежность в процессе эксплуатации и увеличенная элементная база конструкции. A disadvantage of the known device of the wellhead equipment of wells is the unreliability during operation and the increased elemental base of the structure.
Техническая задача состоит в том, чтобы уменьшить элементную базу и расширить функциональные возможности устьевого оборудования скважин, устранить возможность замерзания клапана, расположенного отдельно на струне, упростить монтаж и демонтаж кабельного ввода высокого давления, уменьшить металлоемкость обвязки и увеличить надежность в процессе эксплуатации устройства на скважине. The technical task is to reduce the element base and expand the functionality of wellhead equipment, eliminate the possibility of freezing of a valve located separately on a string, simplify installation and dismantling of high pressure cable entry, reduce the metal consumption of the strapping and increase reliability during operation of the device at the well.
Решение технической задачи достигается тем, что устройство устьевого оборудования скважин снабжено регулируемым обратным клапаном в канале гидравлической связи затрубья с каналом рабочей струны, выполненным в стенке крестовины колонной головки, корпус обратного клапана запрессован в гнездо, выполненное в стенке крестовины колонной головки и пересекающее канал гидравлической связи, кабельный ввод высокого давления выполнен в виде втулки с буртиком внутри на одном конце и внутренней резьбой на другом конце под нажимную гайку с хвостиком для уплотнения разрезными манжетами отдельных жил электрокабеля, на наружной поверхности втулки выполнены кольцевые канавки, в которых расположены упругие уплотнительные кольца, а в трубной головке выполнено гнездо для установки уплотнительной втулки и фиксации ее разрезным пружинным стопорным кольцом. The solution to the technical problem is achieved by the fact that the device of the wellhead equipment is equipped with an adjustable non-return valve in the annulus hydraulic communication channel with the working string channel made in the wall of the column head crosspiece, the check valve body is pressed into a socket made in the wall of the column head crosspiece and intersecting the hydraulic communication channel , the cable gland of high pressure is made in the form of a sleeve with a collar inside on one end and an internal thread on the other end for a pressure nut with a tail ohm for sealing the split sleeves individual wires electric cable, the outer surface of the sleeve are made annular grooves in which there are elastic seals, and holds the head pipe socket for mounting a sealing sleeve and fixing its split retaining ring.
На чертеже изображено устройство устьевого оборудования скважин, общий вид. The drawing shows a device wellhead equipment wells, General view.
На чертеже условно совмещены плоскости, в которых находятся сечения по втулке кабельного ввода и по корпусу обратного клапана. In the drawing, planes are conventionally aligned in which sections are located along the cable entry sleeve and along the check valve body.
Величина смещения осей трубной головки и крестовины колонной головки обозначена Δ. The displacement of the axes of the tube head and the cross of the column head is indicated by Δ.
Устройство устьевого оборудования скважин содержит колонную головку 1, крестовину 2 колонной головки, трубную головку 3, задвижку 4, электрокабель 5, гайку с хвостиком 6, разрезные уплотнительные манжеты 7, шайбы 8, втулку 9, упругие уплотнительные кольца 10, канал 11 гидравлической связи затрубья с рабочей струной, корпус обратного клапана 12, регулируемую крышку 13, уплотнения вкладыша 14, пружину на штоке вкладыша 15, клапан 16, входное отверстие канала 17. The device of the wellhead equipment includes a column head 1, a crosspiece 2 of a column head, a pipe head 3, a valve 4, an electric cable 5, a nut with a tail 6, split sealing cuffs 7, washers 8, a sleeve 9, elastic sealing rings 10, an annular hydraulic connection channel 11 with a working string, check valve body 12, adjustable cover 13, liner seals 14, spring on the liner rod 15, valve 16, channel inlet 17.
Монтаж элементов устьевого оборудования скважин выполняют следующим образом. Installation of wellhead equipment elements is as follows.
На колонную головку 1 устанавливается крестовина 2 колонной головки с корпусом обратного клапана 12, связанного гидравлической связью с каналом 11. Клапан 12 закрыт регулировочной крышкой 13 и содержит уплотнение вкладыша 14, пружину 15, шток 16 клапана, связанный с входным отверстием канала 17. A crosspiece 2 of the column head is installed on the column head 1 with a check valve body 12, connected hydraulically to the channel 11. The valve 12 is closed by the adjustment cover 13 and contains a liner seal 14, a spring 15, a valve stem 16 connected to the inlet of the channel 17.
Быстроразъемным соединением колонная головка 1 соединяется с крестовиной 2 колонной головки. By means of a quick coupling, the column head 1 is connected to the crosspiece 2 of the column head.
Перед соединением электрокабеля 5 к электроцентробежному насосу его припускают через гнездо кабельного ввода высокого давления в трубной головке 3 и перед спуском электроцентробежного насоса выполняют контрольные операции. Before connecting the electric cable 5 to the electric centrifugal pump, it is lowered through the high pressure cable entry socket in the tube head 3 and control operations are performed before the electric centrifugal pump is launched.
На последнюю трубу НКТ (насосно-компрессорная труба) навинчивают трубную головку 3 вместе с электрокабелем. The pipe head 3 is screwed onto the last tubing pipe (tubing) together with an electric cable.
Перед посадкой трубной головки 3 с колонной НКТ в крестовину колонной головки электрокабель, проходящий через гнездо трубной головки, на расчетном размере допуска выполняет операцию заполнения герметизации кабеля во втулке 9. Before landing of the pipe head 3 with the tubing string into the crosspiece of the column head, the electric cable passing through the socket of the pipe head performs the operation of filling the cable seal in the sleeve 9 at the calculated tolerance size.
Во втулку 9 устанавливают разрезные манжеты с косыми разрезами 7 и шайбы 8 вокруг каждой жилы кабеля и герметизируют гайкой с хвостиком 6. Split cuffs with oblique cuts 7 and washers 8 are installed in the sleeve 9 around each cable core and sealed with a nut with a tail 6.
Трубную головку 3 с колонной НКТ, с электроцентробежным насосом с электрокабелем разгружают на посадочный конус и втулку 9 с упругими уплотнительными кольцами 10 вставляют в гнездо кабельного ввода трубной головки и фиксируют стопорным пружинным разрезным кольцом. The tube head 3 with a tubing string, with an electric centrifugal pump with an electric cable, is unloaded onto the landing cone and the sleeve 9 with elastic sealing rings 10 is inserted into the socket of the cable entry of the tube head and fixed with a snap spring split ring.
Быстроразъемным соединением трубную головку 3 с колонной НКТ и загерметизированным электрокабелем соединяют с крестовиной колонной головки. A quick-disconnect connection of the pipe head 3 with the tubing string and a sealed electrical cable is connected to the crosspiece of the column head.
В процессе эксплуатации клапан 16 регулируют посредством регулировочной крышки 13, сжимая или разжимая пружину 15. During operation, the valve 16 is adjusted by means of the adjusting cover 13, compressing or expanding the spring 15.
Демонтаж выполняют в обратной последовательности. Dismantling is carried out in the reverse order.
Перед подъемом трубной головки 3 с колонной НКТ демонтируют стопорное пружинное разрезное кольцо, втулку 9 с упругими уплотнительными кольцами 10 за хвостик гайки 6. Before lifting the tube head 3 with the tubing string, a snap spring split ring, a sleeve 9 with elastic sealing rings 10 by the tail of the nut 6 are dismantled.
Разбирают кабельный ввод и кабель сматывают на барабан. The cable entry is disassembled and the cable is wound onto a drum.
Новые технические решения обеспечивают новизну, существенное отличие устройства устьевого оборудования скважин и позволяют использовать устройство как типовое для различных скважин с различными способами добычи, т.е. использовать как фонтанную арматуру для фонтанирующих скважин, как арматуру для скважин, оборудованных штанговыми насосами со станком-качалкой, или для мехдобычи при помощи электроцентробежных насосов. New technical solutions provide novelty, a significant difference between the wellhead equipment and allow you to use the device as a standard for various wells with different production methods, i.e. use as a fountain fittings for gushing wells, as a fittings for wells equipped with sucker rod pumps with a rocking machine, or for mechanical extraction using electric centrifugal pumps.
Без предложенных новых технических решений устройства устьевого оборудования скважин скважина будет простаивать из-за неудовлетворительного выполнения эксплуатационных требований. Without the proposed new technical solutions for wellhead equipment, the well will be idle due to poor performance requirements.
В настоящее время на нефтегазовых месторождениях замазученное от подтеков нефти скважинное оборудование операторы добычи вынуждены отпаривать и при этом непроизводительно расходовать рабочее время. At present, in oil and gas fields, well equipment contaminated by oil smudges, production operators are forced to steam off and at the same time waste working time.
Службы охраны окружающей среды и пожарной безопасности постоянно выписывают акты и предписания на штрафы цехам добычи. Environmental and fire safety services constantly issue acts and regulations for fines to mining departments.
Это происходит на всех месторождениях. This happens in all fields.
Основной причиной данной проблемы является конструкторская недоработка и, как следствие, ненадежность скважного оборудования, поставляемого как отечественными предприятиями, так и из-за рубежа. The main reason for this problem is a design flaw and, as a consequence, the unreliability of the downhole equipment supplied both by domestic enterprises and from abroad.
Новые технические решения предприятия не предлагают. The company does not offer new technical solutions.
В предлагаемом устройстве устьевого оборудования скважин по сравнению с аналогом контроль герметизации кабельных жил производится в стационарных условиях, что позволяет обеспечить надежную герметичность кабельного ввода высокого давления на скважине. In the proposed device of the wellhead equipment of the wells, in comparison with the analog, the control of sealing the cable cores is carried out in stationary conditions, which allows to ensure reliable tightness of the cable entry of high pressure in the well.
Встроенный перепускной регулируемый клапан в стенку крестовины колонной головки упрощает конструкцию устьевого оборудования и исключает выполнение технологической струны с запорными устройствами и клапаном. A built-in bypass adjustable valve in the wall of the crosspiece of the column head simplifies the construction of wellhead equipment and eliminates the need for a technological string with shut-off devices and a valve.
Встроенный клапан в стенку крестовины колонной головки постоянно находится под воздействием плюсового температурного режима откачиваемой жидкости. The built-in valve in the wall of the crosspiece of the column head is constantly under the influence of the positive temperature regime of the pumped liquid.
Пример исполнения устройства устьевого оборудования скважин характеризуется следующими параметрами:
канал гидравлической связи в стенке крестовины колонной головки не менее 15 мин;
длина клапана ≈ 65 мм;
теплопередача от оси рабочей струны до клапана происходит приблизительно по стенке толщиной 35 мм на расстоянии 60 мм;
гнездо под втулку для кабельного ввода составляет приблизительно 45 мм;
рабочее давление кабельного ввода 35,0 МПа. Усилие монтажа и демонтажа кабельного ввода около 5 кгс.An example of a device for wellhead equipment is characterized by the following parameters:
hydraulic communication channel in the wall of the crosspiece of the column head for at least 15 minutes;
valve length ≈ 65 mm;
heat transfer from the axis of the working string to the valve occurs approximately along a wall with a thickness of 35 mm at a distance of 60 mm;
the socket for the cable entry sleeve is approximately 45 mm;
cable entry working pressure 35.0 MPa. The effort of mounting and dismantling the cable entry is about 5 kgf.
По сравнению с аналогом предложенное устройство оборудования скважин найдет широкое применение на месторождениях благодаря низкой себестоимости, надежности, взаимозаменяемости для различных типов скважин, небольшому весу и удобству сборки. Compared with the analogue, the proposed device for well equipment will find wide application in the fields due to the low cost, reliability, interchangeability for various types of wells, light weight and ease of assembly.
Все элементы предложенного устройства конкурентоспособны и могут найти рынок сбыта за рубежом. All elements of the proposed device are competitive and can find a sales market abroad.
Использование устройства устьевого оборудования скважин на действующих скважинах и вновь вводимых в эксплуатацию позволит получить положительный технико-экономический эффект. The use of the wellhead equipment of wells in existing wells and newly commissioned will allow to obtain a positive technical and economic effect.
Цена предлагаемого устройства устьевого оборудования скважин на половину меньше широко известных устройств исполнения предприятиями г. Баку, г. Кымпинов Румыния, фирма "Кубота" в Японии, фирмы Е.М.С. в США, Воронежского мехзавода, Челябинского завода "Станкомаш" и Югокамского машиностроительного завода им. ЛЕПСИ. The price of the proposed device for wellhead equipment is half less than the well-known execution devices by enterprises in Baku, Kympinov Romania, Kubota firm in Japan, and E.M.S. in the United States, the Voronezh Mechanical Plant, the Chelyabinsk Plant "Stankomash" and the Yugokamsk Machine-Building Plant named after Lepsi.
Эскизный проект предложенного устройства устьевого оборудования скважин был рассмотрен специалистами ОАО "Сургутнефтегаз". A preliminary design of the proposed device for wellhead equipment was considered by specialists of Surgutneftegas OJSC.
Согласно протокола N 115 от 19.08.1996 г. принято решение о целесообразности опытно-конструкторских работ по разработке малогабаритной фонтанной арматуры. According to protocol N 115 of 08/19/1996, a decision was made on the advisability of experimental design work on the development of small-sized fountain fittings.
Источники информации
1. Асфандияров Х.А. и др. Нефтегазопроявления и открытые фонтаны при эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1986, с.84-85
2. SU 1776290 A3, 15.11.1992.Sources of information
1. Asfandiyarov H.A. and other oil and gas manifestations and open fountains during the operation of wells.- M .: Nedra, 1986, p. 84-85
2. SU 1776290 A3, 11/15/1992.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96119479A RU2176722C2 (en) | 1996-09-27 | 1996-09-27 | Arrangement of well-head equipment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96119479A RU2176722C2 (en) | 1996-09-27 | 1996-09-27 | Arrangement of well-head equipment |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU96119479A RU96119479A (en) | 1999-01-20 |
RU2176722C2 true RU2176722C2 (en) | 2001-12-10 |
Family
ID=20186055
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96119479A RU2176722C2 (en) | 1996-09-27 | 1996-09-27 | Arrangement of well-head equipment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2176722C2 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105735930A (en) * | 2014-12-11 | 2016-07-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | Two-pipe thermal recovery wellhead device |
CN108035691A (en) * | 2018-01-12 | 2018-05-15 | 科莱斯(天津)电热科技有限公司 | A kind of high-pressure well mouth T cables draw sealing three-way device |
CN109611049A (en) * | 2019-02-27 | 2019-04-12 | 江苏雄越石油机械设备制造有限公司 | A kind of oil recovery polished rod sealer |
RU2723792C1 (en) * | 2019-08-21 | 2020-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Device for connection of hydraulic channels |
RU199641U1 (en) * | 2020-07-13 | 2020-09-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Wellhead cable entry device |
-
1996
- 1996-09-27 RU RU96119479A patent/RU2176722C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
АСФАНДИЯРОВ Х.А. и др. Нефтегазопроявления и открытые фонтаны при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1986, с.84-85. * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105735930A (en) * | 2014-12-11 | 2016-07-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | Two-pipe thermal recovery wellhead device |
CN108035691A (en) * | 2018-01-12 | 2018-05-15 | 科莱斯(天津)电热科技有限公司 | A kind of high-pressure well mouth T cables draw sealing three-way device |
CN109611049A (en) * | 2019-02-27 | 2019-04-12 | 江苏雄越石油机械设备制造有限公司 | A kind of oil recovery polished rod sealer |
CN109611049B (en) * | 2019-02-27 | 2021-03-19 | 江苏雄越石油机械设备制造有限公司 | Oil production polished rod sealer |
RU2723792C1 (en) * | 2019-08-21 | 2020-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Device for connection of hydraulic channels |
RU199641U1 (en) * | 2020-07-13 | 2020-09-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Wellhead cable entry device |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2352756C1 (en) | Bushing for insulating hydro-break | |
GB2418441A (en) | Tubing Annulus Plug Valve | |
RU2176722C2 (en) | Arrangement of well-head equipment | |
US20020104662A1 (en) | Seal assembly for dual string coil tubing injection and method of use | |
US5577556A (en) | Unitary diversionary-tubing hanger and energizable rod seal | |
US5462119A (en) | Tubing hanging set for a submarine oil-well, running tool for its placing and handling method | |
RU129549U1 (en) | WELL MOUNTAIN EQUIPMENT | |
RU2380518C1 (en) | Double-barreled parker with cable inlet | |
RU168321U1 (en) | Cable duct plugging system | |
RU2769792C1 (en) | Method for sealing the wellhead operated by the installation of a downhole sucker rod pump with product lifting along the production string, and a self-aligning wellhead seal sealing device for sealing the wellhead when replacing stuffing box seals | |
CA2968986C (en) | Control line termination assembly | |
RU2118441C1 (en) | Device for connection of casing strings at well head | |
RU2348791C2 (en) | Column head | |
WO2017210112A1 (en) | Hanger sealing system | |
US3328040A (en) | Combination stripper and blowout preventer | |
RU2171357C2 (en) | Device of wellhead equipment | |
RU2380513C1 (en) | Hydraulic installation device | |
CN204772330U (en) | Instrument is fetched and delivered to subsea tree tubing hanger annular space metal seal circle | |
RU2397309C1 (en) | Unit of shank end packing in horizontal well | |
US2917000A (en) | Subsurface hydraulic pump assembly | |
RU2178509C2 (en) | "sibir" wellhead universal equipment | |
RU2756756C1 (en) | Combined underwater wellhead equipment | |
RU2159842C2 (en) | Fittings of well-head | |
RU2339787C2 (en) | Wellhead self-packing seal of sucker-rod pump | |
RU152084U1 (en) | ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP INSTALLATION VALVE |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130928 |