RU2249093C1 - Method for pressurization of inter-column space of oil and gas extractive well mouth between conductor and operation column and device for realization of said method - Google Patents
Method for pressurization of inter-column space of oil and gas extractive well mouth between conductor and operation column and device for realization of said method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2249093C1 RU2249093C1 RU2003127635/03A RU2003127635A RU2249093C1 RU 2249093 C1 RU2249093 C1 RU 2249093C1 RU 2003127635/03 A RU2003127635/03 A RU 2003127635/03A RU 2003127635 A RU2003127635 A RU 2003127635A RU 2249093 C1 RU2249093 C1 RU 2249093C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sleeve
- conductor
- bushing
- sealing
- ledge
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначается для герметизации межколонного кольцевого пространства устья нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и эксплуатационной колонной. Изобретение может быть использовано как на скважинах, находящихся в эксплуатации, так и на вновь строящихся скважинах.The invention relates to the oil and gas industry and is intended for sealing the annular annular space of the mouth of the oil and gas well between the conductor and production casing. The invention can be used both in wells in operation and in newly constructed wells.
По патенту РФ №2002030, М.Кл5 Е21В 33/00, Е 21 В 33/03 (заявлено 22.05.92, опубликовано 30.10.93, Бюл. №39-40) известно изобретение под названием “Устройство для герметизации межтрубного пространства скважины”, которое принимаем за аналог.According to the patent of the Russian Federation No. 2002030, M. Cl 5 ЕВВ 33/00, Е 21 В 33/03 (claimed on 05/22/92, published on 10/30/93, Bull. No. 39-40) the invention is known as “A device for sealing the annular space of a well ”, Which is taken as an analog.
Способ по аналогу включает в себя соединение с внутренней колонной труб конического корпуса с буртом на верхнем основании, установку на корпус винтовой пружины сжатия, размещение самоуплотняющейся манжеты на внутреннюю колонну под пружину в межтрубном пространстве между наружной и внутренней колоннами, выполнение сквозного радиального отверстия во внутренней колонне ниже манжеты для сообщения полости внутренней колонны с межтрубным пространством, перекрытие которого производят путем подачи повышенного давления во внутреннюю колонну труб.The analogous method includes connecting a conical pipe with a collar to the inner column of pipes on the upper base, installing a compression screw spring on the housing, placing a self-sealing sleeve on the inner column under the spring in the annulus between the outer and inner columns, making a through radial hole in the inner column below the cuff for communication of the cavity of the inner column with the annulus, the overlapping of which is carried out by applying high pressure to the inner column well pipes.
Устройство, реализующее способ по аналогу, включает в себя связанный с внутренней колонной труб конический корпус с буртом на верхнем основании, самоуплотняющуюся манжету, установленную в межтрубном пространстве на внутренней колонне труб с возможностью упора ее в бурт конического корпуса, и винтовую пружину сжатия, установленную на корпусе между буртом и самоуплотняющейся манжетой. При этом ниже манжеты во внутренней колонне выполнено сквозное радиальное отверстие.A device that implements the method by analogy includes a conical housing connected to the inner pipe string with a collar on the upper base, a self-sealing collar installed in the annular space on the inner pipe string with the possibility of stopping it in the conical collar, and a compression screw spring mounted on the housing between the shoulder and the self-sealing cuff. In this case, a through radial hole is made below the cuff in the inner column.
Недостатком известных по аналогу способа и устройства является то, что для герметизации межтрубного пространства скважины во внутренней колонне труб необходимо выполнить сквозное радиальное отверстие, а процесс герметизации межтрубного пространства может быть осуществлен только при создании повышенного давления в колонне внутренних труб, что имеет ограниченное использование при эксплуатации скважин.A disadvantage of the method and device known by analogy is that for sealing the annular space of the borehole in the inner pipe string, a through radial hole must be made, and the sealing process of the annular space can be carried out only when creating increased pressure in the column of internal pipes, which has limited use during operation wells.
Наиболее близким (прототипом) к заявляемому изобретению по совокупности наибольшего числа существенных признаков из числа известных аналогов того же назначения, по нашему мнению, является техническое решение по оборудованию обвязки обсадных колонн типа ОКК1, сведения о котором опубликованы в книге автора Г.М.Гульянц “Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин”, Москва, “Недра”, 1983 г., с. 26-29.The closest (prototype) to the claimed invention in the aggregate of the largest number of essential features from among the known analogues of the same purpose, in our opinion, is a technical solution for the equipment of the casing string type OKK1, information about which is published in the author’s book by G. M. Guliants “ Reference Guide for Blowout Equipment for Wells, Moscow, Nedra, 1983, p. 26-29.
Способ герметизации межколонного пространства устья нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и эксплуатационной колонной по прототипу включает следующие операции: обрезание кондуктора и эксплуатационной колонны на расчетной высоте от нулевой отметки площадки скважины, установку на устье скважины последовательно по частям устройства для герметизации межколонного пространства, содержащего корпус с внутренним продольным сквозным каналом разных диаметров и сквозным радиальным каналом, элементы захвата и подвески эксплуатационной колонны и герметизирующие элементы, проведение операций по захвату эксплуатационной колонны, ее подвеске и уплотнению герметизирующих элементов.The method for sealing the annulus between the conductor and the production casing according to the prototype includes the following operations: cutting off the conductor and the production casing at a design height from the zero mark of the well site, installing on the wellhead sequentially in parts of a device for sealing the annulus containing a body with an internal longitudinal through channel of different diameters and through radial channel, gripping and suspension elements constant columns and sealing elements, operations to capture the production casing and its suspension and sealing member.
Устройство, реализующее способ по прототипу, представляет собой колонную головку и содержит корпус с внутренним продольным сквозным каналом разных диаметров и сквозным радиальным каналом, элементы захвата и подвески эксплуатационной колонны и герметизирующие элементы.A device that implements the prototype method is a column head and contains a housing with an internal longitudinal through channel of different diameters and a through radial channel, elements of the capture and suspension of the production casing and sealing elements.
Недостатком известных по прототипу способа и устройства является то, что при их реализации требуется обязательное проведение сварочных работ на устье скважины. Например, по техническим условиям является обязательным и необходимым произвести приварку торца эксплуатационной колонны к фланцу головки - см., например, с.26 указанной выше книги автора Г.М.Гульянц. Сварочные работы сами по себе являются сложным и трудоемким процессом в исполнении, что увеличивает трудоемкость работ.The disadvantage of the known prototype method and device is that their implementation requires mandatory welding at the wellhead. For example, according to the technical conditions, it is mandatory and necessary to weld the end of the production casing to the head flange - see, for example, p.26 of the above book by G.M. Guliants. Welding work itself is a complex and time-consuming process in execution, which increases the complexity of the work.
При этом сварочные работы на устье скважины безопасны, не представляют опасности для работающего персонала, могут быть проведены только на вновь строящихся скважинах до вскрытия продуктивного пласта.At the same time, welding at the wellhead is safe, does not pose a danger to operating personnel, and can only be carried out on newly constructed wells before opening the reservoir.
Реализация технического решения по прототипу на скважинах, находящихся в эксплуатации, для проведения сварочных работ требует значительных трудозатрат на подготовительные работы по обеспечению безопасности работающего персонала, так как необходимо отключить от скважины продуктивный пласт, произвести очистку площадки и устья скважины от нефтепродуктов, принять меры по оказанию помощи работающему на скважине персоналу в случае возникновения опасных ситуаций (необходимо присутствие на скважине при проведении сварочных работ медицинских работников, передвижной пароустановки и пожарной машины).The implementation of the technical solution for the prototype in wells in operation for welding requires significant labor costs for the preparatory work to ensure the safety of working personnel, since it is necessary to disconnect the reservoir from the well, clean the site and wellhead from oil products, and take measures to provide assistance to personnel working at the well in case of dangerous situations (medical presence at the well is required during welding FIR workers, mobile paroustanovki and fire engine).
При этом на скважинах, находящихся в эксплуатации, указанные работы осложняются проведением дополнительных работ. Так, на практике повсеместно при таких работах на кондуктор устанавливают фальш-муфту и обваривают ее изнутри и снаружи, что также увеличивает трудоемкость работ и трудозатраты.At the same time, in the wells in operation, these works are complicated by additional work. So, in practice, everywhere during such works, a false clutch is installed on the conductor and it is scalded inside and out, which also increases the complexity of the work and labor costs.
Кроме указанного выше, известное по прототипу устройство имеет большую массу, т.к. корпус колонной головки выполнен из стального литья.In addition to the above, the known prototype device has a large mass, because the body of the column head is made of cast steel.
Целью предлагаемого изобретения является достижение нового технического результата, а именно:The aim of the invention is to achieve a new technical result, namely:
- повышение промышленной безопасности проведения работ на устьях нефтегазодобывающих скважин при герметизации межколонного пространства между кондуктором и эксплуатационной колонной скважины за счет полного исключения сварочных работ;- increasing the industrial safety of work at the mouths of oil and gas producing wells when sealing the annulus between the conductor and the production casing of the well due to the complete exclusion of welding work;
- снижение трудоемкости работ и трудозатрат в условиях работы на устье скважины;- reducing the complexity of work and labor costs in working conditions at the wellhead;
- снижение металлоемкости устройства.- reduction of metal consumption of the device.
Указанная цель предлагаемого изобретения достигается тем, что в известный способ герметизации межколонного пространства устья нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и эксплуатационной колонной, включающий обрезание кондуктора и эксплуатационной колонны на расчетной высоте от нулевой отметки площадки скважины, установку на устье скважины последовательно по частям устройства для герметизации межколонного пространства, содержащего корпус с внутренним продольным сквозным каналом разных диаметров и сквозным радиальным каналом, элементы захвата и подвески эксплуатационной колонны и герметизирующие элементы, проведение операций по захвату эксплуатационной колонны, ее подвеске и уплотнению герметизирующих элементов, в заявляемое изобретение нами предложено ввести новые условия проведения известных операций способа и предложено новое устройство для реализации способа с особенностями выполнения, взаимного расположения и порядка сборки его элементов, а именно: расчетную высоту обрезания кондуктора принимают равной высоте установки устьевой арматуры, обрезание эксплуатационной колонны производят на уровне не ниже плоскости фланца под устьевую арматуру, в устройстве для герметизации межколонного пространства корпус выполняют из двух соединяемых между собой на резьбе верхней и нижней втулок ступенчатой формы, при этом верхнюю втулку корпуса выполняют с наружной резьбой на верхнем конце, внутренней резьбой на нижнем конце, с наружным уступом под верхний торец кондуктора и с наружным диаметром ниже уступа под внутренний диаметр кондуктора, с верхнего конца в верхней втулке внутри выполняют кольцевую проточку и кольцевой канал с внутренним уступом под верхний герметизирующий элемент, под которым в теле верхней втулки выполняют сквозной радиальный канал, нижнюю втулку снаружи выполняют ступенчатой формы с меньшим наружным диаметром выше наружного уступа и наружной резьбой на ее верхнем конце для соединения с верхней втулкой корпуса, внутренний продольный канал ее выполняют под наружный диаметр эксплуатационной колонны, а наружный диаметр нижней втулки ниже наружного уступа выполняют под внутренний диаметр кондуктора, элементы захвата и подвески эксплуатационной колонны выполняют в теле нижней части нижней втулки корпуса в виде наклонно расположенных снаружи внутрь к продольной оси втулки не менее трех по ее окружности цилиндрических каналов, нижние открытые концы которых выводят во внутренний продольный канал нижней втулки, а в каналы заводят подпружиненные сверху шарики, до установки в межколонное пространство устья скважины устройства для герметизации производят его предварительную сборку, согласно которой в наклонные цилиндрические каналы нижней втулки заводят шарики, устанавливают над ними сверху пружины и винтовыми заглушками производят требуемое их сжатие, на наружный уступ нижней втулки устанавливают нижние герметизирующие элементы с распорными кольцами, на верхнюю часть нижней втулки навинчивают по резьбе верхнюю втулку без сжатия нижних герметизирующих элементов между нижним торцом верхней втулки и наружным уступом нижней втулки, после чего предварительно собранное устройство внутренним продольным каналом нижней втулки надевают на верхний конец эксплуатационной колонны и опускают до упора наружного уступа верхней втулки на верхний торец кондуктора, после чего в кольцевую проточку на внутренний уступ с верхнего конца верхней втулки устанавливают верхний герметизирующий элемент с распорными кольцами, а операции по захвату эксплуатационной колонны, по ее подвеске и по уплотнению верхнего и нижних герметизирующих элементов производят одновременно путем навинчивания сменного фланца под устьевую арматуру по резьбе на верхний конец верхней втулки корпуса устройства.This goal of the invention is achieved by the fact that in a known method of sealing the annulus of the mouth of an oil and gas producing well between the conductor and the production string, including cutting the conductor and the production string at a design height from the zero mark of the well site, installing at the wellhead sequentially in parts of a device for sealing the annulus comprising a housing with an internal longitudinal through channel of different diameters and a through radial channel ohm, the elements of the capture and suspension of the production casing and sealing elements, operations to capture the production casing, its suspension and sealing of the sealing elements, in the claimed invention we proposed to introduce new conditions for the known operations of the method and proposed a new device for implementing the method with the peculiarities of execution, mutual location and assembly order of its elements, namely: the calculated height of the conductor cutting is taken equal to the height of the wellhead fittings, The production casing is produced at a level no lower than the flange plane for wellhead fittings, in the device for sealing annular space, the housing is made of two upper and lower bushes connected to each other on a thread, while the upper housing sleeve is made with an external thread at the upper end, inner thread on the lower end, with an outer ledge under the upper end of the conductor and with an outer diameter below the ledge under the inner diameter of the conductor, from the upper end in the upper sleeve inside there is an annular groove and an annular channel with an inner ledge under the upper sealing element, under which a through radial channel is made in the upper sleeve body, the lower sleeve is externally stepped with a smaller outer diameter above the outer ledge and an external thread on its upper end for connection with the upper sleeve case, the inner longitudinal channel it is performed under the outer diameter of the production casing, and the outer diameter of the lower sleeve below the outer ledge is performed under the inner diameter of the conductor, capture and suspension elements of the production casing are carried out in the body of the lower part of the lower sleeve of the housing in the form of at least three cylindrical channels obliquely located externally to the longitudinal axis of the sleeve, the lower open ends of which are brought into the inner longitudinal channel of the lower sleeve, and spring loaded balls on top, before installation in the annulus of the wellhead of the sealing device, it is pre-assembled, according to which in inclined cylindrical channels the bushings are brought in by the balls, the springs are installed above them and screw caps are used to compress them, the lower sealing elements with spacer rings are installed on the outer ledge of the lower sleeve, the upper sleeve is screwed onto the upper part of the lower sleeve without compression of the lower sealing elements between the lower end of the upper the sleeve and the outer ledge of the lower sleeve, after which the pre-assembled device is put on the upper end of the production via the internal longitudinal channel of the lower sleeve the columns and lower the outer ledge of the upper sleeve to the stop of the upper end of the conductor, after which the upper sealing element with spacer rings is installed in the annular groove on the inner ledge from the upper end of the upper sleeve, and operations to capture the production string, by its suspension and by sealing the upper and lower sealing elements are produced simultaneously by screwing a removable flange under the wellhead fittings threaded to the upper end of the upper sleeve of the device housing.
Указанные выше новые существенные признаки заявляемого способа являются отличительными признаками от известного по прототипу способа.The above new significant features of the proposed method are the hallmarks of the known prototype method.
Указанная цель изобретения достигается также и тем, что в известное устройство для герметизации межколонного пространства устья нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и эксплуатационной колонной, содержащее корпус с внутренним продольным сквозным каналом разных диаметров и сквозным радиальным каналом, элементы захвата и подвески эксплуатационной колонны и герметизирующие элементы, согласно заявляемому изобретению нами введены новые существенные конструктивные признаки, а именно: корпус выполнен из двух соединяемых между собой на резьбе верхней и нижней втулок ступенчатой формы, при этом верхняя втулка корпуса выполнена с наружной резьбой на верхнем конце, внутренней резьбой на нижнем конце, с наружным уступом под верхний торец кондуктора и с наружным диаметром ниже уступа под внутренний диаметр кондуктора, с верхнего конца в верхней втулке внутри выполнена кольцевая проточка и кольцевой канал с внутренним уступом, в которой размещен верхний герметизирующий элемент с распорными кольцами, сквозной радиальный канал выполнен под внутренним уступом в теле верхней втулки, нижняя втулка снаружи выполнена ступенчатой формы с меньшим наружным диаметром выше наружного уступа и наружной резьбой на ее верхнем конце для соединения с верхней втулкой корпуса, внутренний продольный канал нижней втулки выполнен под наружный диаметр эксплуатационной колонны, а наружный диаметр нижней втулки ниже наружного уступа выполнен под внутренний диаметр кондуктора, между нижним торцом верхней втулки и наружным уступом нижней втулки размещены нижние герметизирующие элементы с распорными кольцами, элементы захвата и подвески эксплуатационной колонны выполнены в теле нижней части нижней втулки корпуса в виде наклонно расположенных снаружи внутрь к продольной оси втулки не менее трех по ее окружности цилиндрических каналов, нижние открытые концы которых выведены во внутренний продольный канал нижней втулки, в наклонные цилиндрические каналы заведены шарики, сверху их - пружины, поджимаемые винтовыми заглушками, на верхнюю втулку корпуса с ее верхнего конца на резьбе установлен сменный фланец под устьевую арматуру.This objective of the invention is also achieved by the fact that in the known device for sealing the annulus of the mouth of the oil and gas producing well between the conductor and the production string, comprising a housing with an internal longitudinal through channel of different diameters and a through radial channel, capture elements and suspensions of the production string and sealing elements, according to the claimed invention, we introduced new significant structural features, namely: the housing is made of two connected between themselves on the threads of the upper and lower bushes in a stepped form, while the upper case sleeve is made with an external thread at the upper end, an internal thread at the lower end, with an outer ledge under the upper end of the conductor and with an outer diameter lower than the ledge under the inner diameter of the conductor, from the upper end an annular groove and an annular channel with an inner ledge are arranged in the upper sleeve inside, in which an upper sealing element with spacer rings is placed, a through radial channel is made under the inner ledge in the body of the upper sleeve, the lower sleeve from the outside is made in a stepped form with a smaller outer diameter above the outer ledge and an external thread at its upper end for connection with the upper sleeve of the housing, the inner longitudinal channel of the lower sleeve is made for the outer diameter of the production casing, and the outer diameter of the lower sleeve is lower than the outer ledge made for the inner diameter of the conductor, between the lower end of the upper sleeve and the outer ledge of the lower sleeve placed lower sealing elements with spacer rings, elements z the grip and suspension of the production casing are made in the body of the lower part of the lower sleeve of the housing in the form of at least three cylindrical channels, inclined at the outside and inward to the longitudinal axis of the sleeve, the lower open ends of which are brought into the inner longitudinal channel of the lower sleeve, balls are inserted into the inclined cylindrical channels on top of them are springs pressed by screw plugs, a replaceable flange for wellhead fittings is installed on the thread on the upper sleeve of the housing from its upper end.
А также тем, что:And also the fact that:
- нижний конец нижней втулки выполнен конусным.- the lower end of the lower sleeve is made conical.
Указанные выше новые существенные конструктивные признаки заявляемого устройства являются отличительными признаками от известного по прототипу устройства.The above new significant structural features of the claimed device are the hallmarks of the known prototype device.
В настоящее время из общедоступных источников научно-технической и патентной информации нам не известны способы герметизации межколонного пространства устья нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и эксплуатационной колонной и не известны устройства для его осуществления, которые вместе с известными существенными признаками содержали бы в себе предложенную нами новую совокупность существенных признаков в заявляемом способе и новые существенные конструктивные признаки в заявляемом устройстве для реализации указанного способа, которые указаны выше.Currently, from publicly available sources of scientific, technical and patent information, we do not know how to seal the annulus of the mouth of an oil and gas producing well between a conductor and a production string, and we do not know devices for its implementation, which, together with well-known essential features, would contain a new set of essential features proposed by us features in the inventive method and new significant structural features in the inventive device for implementing the specified method soba, which are indicated above.
В совокупности известные и новые отличительные существенные признаки способа и устройства для его осуществления обеспечивают заявляемому изобретению достижение нового технического результата при его реализации, указанного в цели изобретения.Together, the known and new distinctive essential features of the method and device for its implementation provide the claimed invention with the achievement of a new technical result in its implementation, indicated in the purpose of the invention.
Так, благодаря тому, что в заявляемом способе предложено расчетную высоту обрезания кондуктора выполнить равной высоте установки устьевой арматуры, а обрезание эксплуатационной колонны - на уровне не ниже плоскости фланца под устьевую арматуру, то это позволяет при установке заявляемого устройства для реализации заявляемого способа на скважинах, находящихся в эксплуатации, полностью сохранить ранее действовавшую обвязку скважины выкидным нефтепроводом, т.е. этим создана возможность полностью избежать необходимости в переобвязке скважины, исключая тем самым дополнительные сварочные работы на устье скважины.So, due to the fact that in the inventive method it is proposed that the conductor cutoff height be performed equal to the wellhead installation height, and the production string cutoff is not lower than the flange plane under the wellhead fittings, this allows the installation of the inventive device to implement the inventive method in wells, those in operation, fully preserve the previously existing well piping by the flow oil pipeline, i.e. this made it possible to completely avoid the need for re-lining the well, thereby eliminating additional welding work at the wellhead.
Благодаря предложенному конструктивному выполнению и взаимному расположению элементов заявляемого герметизирующего устройства, в котором элементы захвата и подвески эксплуатационной колонны размещены в теле корпуса, а корпус выполнен из двух соединяемых на резьбе втулок ступенчатой формы с нижними герметизирующими элементами, с двумя наружными и одним внутренним уступами вместе с предложенными соотношениями внутренних и наружных диаметров втулок, то в целом это создало возможность все устройство (включая его корпус) устанавливать и закреплять непосредственно в кольцевом пространстве между кондуктором и эксплуатационной колонной, в то время как в прототипе корпус колонной головки устанавливается и крепится снаружи кондуктора. За счет снижения размеров корпуса по диаметру резко снижается металлоемкость заявляемого устройства.Due to the proposed design and relative position of the elements of the inventive sealing device, in which the gripping and suspension elements of the production string are located in the body of the housing, and the housing is made of two step-shaped bushes connected to the thread with lower sealing elements, with two outer and one inner ledges together with the proposed ratios of the inner and outer diameters of the bushings, then in general this created the ability to install the entire device (including its housing) and fix directly in the annular space between the conductor and the production casing, while in the prototype the casing of the column head is installed and attached to the outside of the conductor. By reducing the size of the housing in diameter, the metal consumption of the claimed device is sharply reduced.
А благодаря тому, что устройство после проведения его предварительной сборки (без сжатия нижних герметизирующих элементов) предусмотрено надевать его внутренним продольным каналом на верхний конец эксплуатационной колонны на устье скважины, а затем опускать устройство в межколонное пространство до упора наружного уступа корпуса в верхний торец кондуктора и оставлять устройство опертым на торец кондуктора для последующего захвата и дальнейшей подвески эксплуатационной колонны, то этим обеспечивается снижение трудоемкости работ и трудозатрат по установке устройства на устье скважины, при этом полностью отпадает необходимость проводить какие-либо сварочные работы.And due to the fact that after preliminary assembly of the device (without compression of the lower sealing elements), it is provided to put it on the upper end of the production casing at the wellhead with its internal longitudinal channel and then lower the device into the annular space until the outer ledge of the body stops in the upper end of the conductor and leave the device supported on the end of the conductor for subsequent capture and further suspension of the production casing, this ensures a reduction in the complexity of work and the cost of installing the device at the wellhead, while completely eliminating the need to carry out any welding work.
Выполнение нижнего конца у нижней втулки конусным при опускании устройства по эксплуатационной колонне облегчает продвижение устройства вниз в кольцевом пространстве.The execution of the lower end at the lower sleeve conical when lowering the device along the production string facilitates the movement of the device down in the annular space.
Выполнение в теле нижней части нижней втулки корпуса наклонно расположенных снаружи внутрь к продольной оси втулки не менее трех по ее окружности цилиндрических каналов, нижние открытые концы которых выведены во внутренний продольный канал, а в каналы заведены подпружиненные сверху шарики, формирует элементы, выполняющие одновременно и функцию захвата, и функцию подвески эксплуатационной колонны с автоматическим переходом от первой функции ко второй.The implementation in the body of the lower part of the lower sleeve of the housing obliquely located outside inward to the longitudinal axis of the sleeve of at least three cylindrical channels along its circumference, the lower open ends of which are brought into the internal longitudinal channel, and balls spring-loaded from above are introduced into the channels, which forms elements that simultaneously perform the function capture, and suspension function of the production casing with an automatic transition from the first function to the second.
Благодаря навинчиванию по резьбе сменного фланца под устьевую арматуру на верхний конец верхней втулки корпуса, проводимому после установки верхнего герметизирующего элемента, осуществляется одновременно три операции: уплотнение верхнего и нижних герметизирующих элементов, захват эксплуатационной колонны и ее подвеска шариковыми элементами, что также снижает трудоемкость работ.Thanks to the screwing of a replaceable flange thread under the wellhead fittings onto the upper end of the upper housing sleeve, carried out after the installation of the upper sealing element, three operations are carried out simultaneously: sealing the upper and lower sealing elements, gripping the production casing and its suspension with ball elements, which also reduces the laboriousness of work.
На чертеже представлен один из возможных вариантов устройства для осуществления предлагаемого способа герметизации межколонного пространства устья нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и эксплуатационной колонной (продольный разрез).The drawing shows one of the possible variants of the device for implementing the proposed method of sealing the annular space of the mouth of the oil and gas producing wells between the conductor and production casing (longitudinal section).
Устройство содержит корпус, выполненный из верхней 1 и нижней 2 втулок ступенчатой формы, соединяемых между собой с помощью резьбы 3. На верхнем конце верхней втулки 1 выполнена наружная резьба 4, ниже - наружный уступ 5 под верхний торец кондуктора 6. Наружный диаметр верхней втулки 1 ниже уступа 5 выполнен под внутренний диаметр кондуктора 6. С верхнего конца в верхней втулке 1 внутри выполнена кольцевая проточка 7 и кольцевой канал 8, образуя внутренний уступ 9, где размещен верхний герметизирующий элемент 10 с распорными кольцами 11. Под внутренним уступом 9 в теле верхней втулки 1 выполнен сквозной радиальный канал 12 для соединения кольцевого канала 8 через патрубок 13 и запорный орган 14 с манометром давления 15.The device comprises a housing made of upper 1 and lower 2 step-shaped bushings connected to each other by a thread 3. An external thread 4 is made at the upper end of the upper bush 1, an outer ledge 5 under the upper end of the conductor 6 is lower. The outer diameter of the upper bush 1 below the ledge 5 is made under the inner diameter of the conductor 6. From the upper end in the upper sleeve 1, an annular groove 7 and an annular channel 8 are formed inside, forming an inner ledge 9, where the upper sealing element 10 with spacer rings 11 is placed. Under the inner m ledge 9 in the body of the top sleeve 1 is made through the radial passage 12 for connecting the annular channel 8 through the outlet 13 and the valve plug 14 with pressure gauge 15.
Нижняя втулка 2 выполнена с наружным уступом 16, ниже которого ее наружный диаметр выполнен под внутренний диаметр кондуктора 6, а ее внутренний продольный канал 17 выполнен под наружный диаметр эксплуатационной колонны 18. Между нижним торцом верхней втулки 1 и наружным уступом 16 нижней втулки 2 размещены нижние герметизирующие элементы 19 с распорными кольцами 20. В теле нижней части нижней втулки 2 размещены элементы захвата и подвески эксплуатационной колонны, которые выполнены в виде наклонно расположенных снаружи внутрь к продольной оси втулки не менее трех по ее окружности цилиндрических каналов 21, нижние открытые концы которых выведены во внутренний продольный канал 17. В каналы 21 заведены подпружиненные сверху шарики 22, пружины 23 которых поджаты винтовыми заглушками 24. На верхний конец верхней втулки 1 устанавливают на резьбе 4 сменный фланец 25 под устьевую арматуру. Нижний конец 26 нижней втулки 2 может быть выполнен конусным.The lower sleeve 2 is made with an outer ledge 16, below which its outer diameter is made for the inner diameter of the conductor 6, and its inner longitudinal channel 17 is made for the outer diameter of the production casing 18. Between the lower end of the upper sleeve 1 and the outer ledge 16 of the lower sleeve 2 there are lower sealing elements 19 with spacer rings 20. In the body of the lower part of the lower sleeve 2 are placed elements of the capture and suspension of the production casing, which are made in the form of obliquely arranged externally inward to the longitudinal axis there are at least three cylindrical channels 21 at its circumference, the lower open ends of which are led into the inner longitudinal channel 17. Into the channels 21 are placed balls 22 spring-loaded from above, the springs 23 of which are pressed by screw plugs 24. On the upper end of the upper sleeve 1, replaceable flange 25 for wellhead fittings. The lower end 26 of the lower sleeve 2 may be conical.
Осуществляют заявляемый способ с помощью предлагаемого устройства следующим образом.Carry out the inventive method using the proposed device as follows.
Производят обрезание кондуктора 6 на высоте установки устьевой арматуры и обрезание эксплуатационной колонны 18 на уровне не ниже плоскости фланца под устьевую арматуру.Cut the conductor 6 at the installation height of the wellhead fittings and cut the production casing 18 at a level not lower than the flange plane under the wellhead fittings.
Затем производят предварительную сборку предложенного устройства для герметизации межколонного пространства устья скважины, согласно которой в наклонные цилиндрические каналы 21 заводят шарики 22, на них сверху устанавливают пружины 23 и производят их поджатие винтовыми заглушками 24. Устанавливают на наружный уступ 16 нижней втулки 2 нижние герметизирующие элементы 19 с распорными кольцами 20 и на верхнюю часть нижней втулки 2 по резьбе 3 навинчивают верхнюю втулку 1 без сжатия нижних герметизирующих элементов 19.Then, the proposed device is pre-assembled for sealing the annulus of the wellhead, according to which balls 22 are inserted into inclined cylindrical channels 21, springs 23 are mounted on top of them and pre-pressed with screw plugs 24. The lower sealing elements 19 are installed on the outer ledge 16 of the lower sleeve 2 with spacer rings 20 and on the upper part of the lower sleeve 2 along the thread 3 screw the upper sleeve 1 without compression of the lower sealing elements 19.
Предварительно собранное устройство внутренним продольным каналом 17 нижней втулки 2 надевают на верхний конец эксплуатационной колонны 18 и опускают устройство по эксплуатационной колонне 18 в межколонное пространство устья скважины до упора наружного уступа 5 верхней втулки 1 в верхний торец кондуктора 6. Затем в кольцевую проточку 7 верхней втулки 1 устанавливают верхний герметизирующий элемент 10 с распорными кольцами 11.The pre-assembled device with the inner longitudinal channel 17 of the lower sleeve 2 is put on the upper end of the production string 18 and the device is lowered along the production string 18 into the annular space of the wellhead until the outer ledge 5 of the upper sleeve 1 rests in the upper end face of the conductor 6. Then into the annular groove 7 of the upper sleeve 1 install the upper sealing element 10 with spacer rings 11.
После этого по резьбе 4 на верхний конец верхней втулки 1 корпуса устройства навинчивают сменный фланец 25 под устьевую арматуру, в результате чего осуществляются одновременно три операции: захват эксплуатационной колонны 18 и ее подвеска на шариках 22 элементов захвата и подвески и герметизация верхнего 10 и нижних 19 герметизирующих элементов. По завершении навинчивания сменного фланца 25 завершаются полностью и одновременно все три операции: захват эксплуатационной колонны и ее подвеска элементами захвата и подвески и герметизация межколонного пространства скважины при полном исключении сварочных работ.After that, a thread 4 is screwed onto the upper end of the upper sleeve 1 of the device casing by a screw flange 25 under the wellhead fittings, as a result of which three operations are carried out simultaneously: capture of the production string 18 and its suspension on balls 22 of the gripping and suspension elements and sealing of the upper 10 and lower 19 sealing elements. Upon completion of screwing on the interchangeable flange 25, all three operations are completed completely and simultaneously: capture of the production string and its suspension by the gripping and suspension elements and sealing of the annulus of the well with the complete exception of welding.
Опытный образец устройства прошел стендовые испытания, подтвердив достижение поставленных целей изобретения.A prototype device has passed bench tests, confirming the achievement of the objectives of the invention.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003127635/03A RU2249093C1 (en) | 2003-09-11 | 2003-09-11 | Method for pressurization of inter-column space of oil and gas extractive well mouth between conductor and operation column and device for realization of said method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003127635/03A RU2249093C1 (en) | 2003-09-11 | 2003-09-11 | Method for pressurization of inter-column space of oil and gas extractive well mouth between conductor and operation column and device for realization of said method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2249093C1 true RU2249093C1 (en) | 2005-03-27 |
Family
ID=35560510
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003127635/03A RU2249093C1 (en) | 2003-09-11 | 2003-09-11 | Method for pressurization of inter-column space of oil and gas extractive well mouth between conductor and operation column and device for realization of said method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2249093C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695734C1 (en) * | 2018-11-29 | 2019-07-25 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова" (ОАО "НПО ЦКТИ") | Reinforced well combined composite seal for conductor and technical pipe string |
| RU2705664C1 (en) * | 2019-02-14 | 2019-11-11 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова" (ОАО "НПО ЦКТИ") | Multifunctional set for protection of conductor with technical pipe string in underwater well |
| RU2775209C1 (en) * | 2022-01-11 | 2022-06-28 | Открытое акционерное общество "Газпром трансгаз Беларусь" | Device for sealing the intercolumn space of the well head between the conductor and the technical column |
-
2003
- 2003-09-11 RU RU2003127635/03A patent/RU2249093C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГУЛЬЯНЦ Г.М., Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин, Москва, Недра, 1983, с. 26-29. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695734C1 (en) * | 2018-11-29 | 2019-07-25 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова" (ОАО "НПО ЦКТИ") | Reinforced well combined composite seal for conductor and technical pipe string |
| RU2705664C1 (en) * | 2019-02-14 | 2019-11-11 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова" (ОАО "НПО ЦКТИ") | Multifunctional set for protection of conductor with technical pipe string in underwater well |
| RU2775209C1 (en) * | 2022-01-11 | 2022-06-28 | Открытое акционерное общество "Газпром трансгаз Беларусь" | Device for sealing the intercolumn space of the well head between the conductor and the technical column |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20190203562A1 (en) | Variable High Pressure Transition Tube Set Point Adapter | |
| RU2550992C1 (en) | Detachable joint of long-length flexible pipe | |
| US4548069A (en) | Pipe testing tool | |
| CN111878069A (en) | Composite continuous pipe cable oil-water well casing leakage finding system and method | |
| US7219736B1 (en) | Externally testable redundant connections for subsea wells | |
| RU2249093C1 (en) | Method for pressurization of inter-column space of oil and gas extractive well mouth between conductor and operation column and device for realization of said method | |
| CN103216209B (en) | Packer in tubing and casing sealing propertytest pipe | |
| CN102607957B (en) | Hydrostatic pressure testing device for underwater wellhead | |
| RU2269641C1 (en) | Wellhead equipment (variants) | |
| CN104568405A (en) | Slips strength test device and system | |
| RU129549U1 (en) | WELL MOUNTAIN EQUIPMENT | |
| CN202485989U (en) | Underwater well-mouth-head hydrostatic pressure testing device | |
| CN110056325B (en) | Pressure testing device and method for sucker rod pump oil production well mouth facility | |
| CN106761507A (en) | A kind of shale gas well boll-weevil hanger and the shale gas gas production system containing the hanger | |
| RU2249091C1 (en) | Method for reanimation of broken down wells with replacement of non-hermetic upper portion of casing column and pipe connecting device for realization of method | |
| CN202866733U (en) | Novel well repair seal device for oil field | |
| CN114961610B (en) | Wellhead type coiled tubing hanger and hanging process | |
| RU2234588C1 (en) | Device for wellhead framing | |
| RU2230177C1 (en) | Device for binding casing columns on well mouth (variants) | |
| RU188488U1 (en) | Device for installation and disassembly of the wellhead column pipe | |
| CN209083249U (en) | A kind of split type oil pipe self-sealing blowout preventer | |
| RU2708738C1 (en) | Universal transient coil of wellhead fittings (versions) | |
| CN106948764B (en) | Connecting device for deep water oil gas test pipe column safety control system | |
| CN204772330U (en) | Instrument is fetched and delivered to subsea tree tubing hanger annular space metal seal circle | |
| RU117494U1 (en) | INTERCOLUMEN SEALING DEVICE |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160912 |