RU2254440C1 - Колонная головка для герметизации устья скважины - Google Patents
Колонная головка для герметизации устья скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2254440C1 RU2254440C1 RU2003133369/03A RU2003133369A RU2254440C1 RU 2254440 C1 RU2254440 C1 RU 2254440C1 RU 2003133369/03 A RU2003133369/03 A RU 2003133369/03A RU 2003133369 A RU2003133369 A RU 2003133369A RU 2254440 C1 RU2254440 C1 RU 2254440C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rings
- column head
- semi
- lower pressing
- pressure ring
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для герметизации устья скважин, в частности, при ликвидации межколонных газопроявлений или открытых газовых фонтанов. Колонная головка для герметизации устья скважины включает корпус с фланцами, клиновую подвеску и пакерующий узел, состоящий из верхнего и нижнего нажимных колец, между которыми размещен уплотнитель. Колонная головка дополнительно снабжена двумя опорными полукольцами и стяжными шпильками. Опорные полукольца размещены под нижним нажимным кольцом с опорой на клиновую подвеску. Верхнее и нижнее нажимные кольца выполнены в виде двух симметричных друг относительно друга разъемных полуколец. В полукольцах нижнего нажимного кольца жестко крепятся стяжные шпильки. В полукольцах верхнего нажимного кольца выполнены сквозные отверстия для прохождения через них стяжных шпилек. Уплотнитель выполнен со сквозными отверстиями, аналогичными сквозным отверстиям верхнего нажимного кольца, и разрезан в одном месте по всей высоте под углом 45 градусов. Места соединения полуколец верхнего и нижнего нажимных колец смещены друг относительно друга на 90 градусов, а место разреза уплотнителя - на 45 градусов относительно любого из нажимных колец. Технический результат состоит в возможности замены пакерующего узла при открытом фонтане и в снижении трудоемкости монтажа-демонтажа колонной головки. 3 ил.
Description
Колонная головка относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для герметизации устья скважин, в частности, при ликвидации межколонных газопроявлений или открытых газовых фонтанов.
При ликвидации межколонных газопроявлений, связанных с негерметичностью пакерующего узла колонных головок, и, особенно, при ликвидации открытых фонтанов из-за невозможности замены негерметичного пакерующего узла через вырывающуюся из ствола скважины струю газа или пламени производится полный демонтаж устьевого оборудования с отрезкой всех колонн. На эксплуатационной колонне устанавливается базовый разъемный фланец типа ФР, на котором монтируется противовыбросовое оборудование. После глушения скважины производится демонтаж противовыбросового оборудования и установка на устье новой колонной головки с последующей обвязкой всех колонн.
Известна колонная головка для герметизации устья скважины, включающая корпус с фланцами, клиновую подвеску и пакерующий узел, состоящий из верхнего и нижнего нажимных колец, между которыми размещен уплотнитель [Радковский В.И. и др. Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов: Справочник. - М.: Недра, 1996. - С.83-84].
Недостатком колонной головки является невозможность замены пакерующего узла при открытом фонтане и большая трудоемкость монтажа-демонтажа колонной головки.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в возможности замены пакерующего узла при открытом фонтане и в снижении трудоемкости монтажа-демонтажа колонной головки.
Технический результат достигается тем, что в известной колонной головке для герметизации устья скважины, включающей корпус с фланцами, клиновую подвеску и пакерующий узел, состоящий из верхнего и нижнего нажимных колец, между которыми размещен уплотнитель, в отличие от прототипа она дополнительно снабжена двумя опорными полукольцами и стяжными шпильками, опорные полукольца размещены под нижним нажимным кольцом с опорой на клиновую подвеску, верхнее и нижнее нажимные кольца выполнены в виде двух симметричных друг относительно друга разъемных полуколец, в полукольцах нижнего нажимного кольца жестко крепятся стяжные шпильки, в полукольцах верхнего нажимного кольца выполнены сквозные отверстия для прохождения через них стяжных шпилек, уплотнитель выполнен со сквозными отверстиями, аналогичными сквозным отверстиям верхнего нажимного кольца, и разрезан в одном месте по всей высоте под углом 45 градусов, при этом места соединения полуколец верхнего и нижнего нажимных колец смещены друг относительно друга на 90 градусов, а место разреза уплотнителя - на 45 градусов относительно любого из нажимных колец.
На фиг.1 показана заявляемая колонная головка, на фиг.2 - пакерующий узел в собранном виде, на фиг.3 - пакерующий узел, вид сверху.
Колонная головка состоит из корпуса 1 с фланцами, клиновой подвески 2, пакерующего узла, состоящего из резинового Н-образного уплотнителя 3, верхнего 4 и нижнего 5 нажимных колец, двух опорных полуколец 6, стяжных шпилек 7 с гайками 8. Верхнее 4 и нижнее 5 нажимные кольца выполнены в виде двух симметричных друг относительно друга разъемных полуколец. В полукольцах нижнего нажимного кольца 5 жестко, например сваркой или иным способом, крепятся стяжные шпильки 7. В полукольцах верхнего нажимного кольца 4 выполнены сквозные отверстия для прохождения через них стяжных шпилек 7. Уплотнитель 3 выполнен со сквозными отверстиями, аналогичными сквозным отверстиям верхнего нажимного кольца 4 и для обеспечения сборки разрезан в одном месте по всей высоте под углом 45 градусов.
Монтаж колонной головки осуществляется следующим образом.
После спуска и цементирования кондуктора на него навинчивают корпус 1 колонной головки. После окончания бурения под эксплуатационную колонну и спуска в скважину обсадной колонны 9 на ее верхней трубе, подвешенной на талевой системе, собирают клиновую подвеску 2 и опускают ее во внутреннюю полость колонной головки. Клиновая подвеска 2 состоит из трех клиньев, соединенных между собой шарнирами и имеющих синхронное перемещение. Клиновая подвеска 2 под собственным весом скользит по обсадной колонне 9 и занимает свое место в корпусе 1 колонной головки. Обсадную колонну 9 сажают на клинья клиновой подвески 2. Верхнюю трубу обсадной колонны 9 отрезают на высоте 120 мм от верхнего фланца корпуса 1 колонной головки.
Во внутреннюю полость колонной головки в расточку под пакерующий узел с обеих сторон обсадной колонны 9 устанавливают с опорой на клиновую подвеску 2 два опорных полукольца 6 с закрепленными на них двумя полукольцами нижнего нажимного кольца 5. При этом толщину опорных полуколец выбирают в зависимости от глубины расположения клиновой подвески 2 в корпусе 1 колонной головки, что обеспечивает более надежную опору пакерующего узла в колонной головке и облегчает его сборку.
Затем, пропуская через стяжные шпильки 7, устанавливают на нижнем нажимном кольце 5 уплотнитель 3 и два полукольца верхнего нажимного кольца 4. При этом места соединения 10 полуколец верхнего 4 и нижнего 5 нажимных колец смещены друг относительно друга на 90 градусов, а место разреза уплотнителя 11 - на 45 градусов относительно любого из нажимных колец.
Стягивают смонтированное устройство гайками 8 с помощью специального ключа, так как пакерующий узел размещается ниже фланца корпуса 1 колонной головки и не выступает над ним.
После установки в колонной головке уплотнительного узла на ней монтируют фонтанную арматуру, производят опрессовку колонной головки вместе с эксплуатационной колонной и передают ее в дальнейшую эксплуатацию. В случае ликвидации газопроявлений или открытого фонтана на колонной головке монтируют необходимое устьевое оборудование и приступают к работам по глушению скважины или ликвидации газопроявлений.
Предлагаемая колонная головка более надежна по сравнению с аналогичными устройствами, так как обеспечивает замену пакерующего узла при открытом фонтане, что позволяет снизить степень загрязнения окружающей природной среды газообразными и жидкими углеводородами при их выбросе через негерметичное устье скважины, который может достигать более 10 млн.м3/сут, уменьшить невосполнимый материальный ущерб от потери природного сырья.
Claims (1)
- Колонная головка для герметизации устья скважины, включающая корпус с фланцами, клиновую подвеску и пакерующий узел, состоящий из верхнего и нижнего нажимных колец, между которыми размещен уплотнитель, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена двумя опорными полукольцами и стяжными шпильками, опорные полукольца размещены под нижним нажимным кольцом с опорой на клиновую подвеску, верхнее и нижнее нажимные кольца выполнены в виде двух симметричных относительно друг друга разъемных полуколец, в полукольцах нижнего нажимного кольца жестко крепятся стяжные шпильки, в полукольцах верхнего нажимного кольца выполнены сквозные отверстия для прохождения через них стяжных шпилек, уплотнитель выполнен со сквозными отверстиями, аналогичными сквозным отверстиям верхнего нажимного кольца, и разрезан в одном месте по всей высоте под углом 45°, при этом места соединения полуколец верхнего и нижнего нажимных колец смещены относительно друг друга на 90°, а место разреза уплотнителя - на 45° относительно любого из нажимных колец.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003133369/03A RU2254440C1 (ru) | 2003-11-17 | 2003-11-17 | Колонная головка для герметизации устья скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003133369/03A RU2254440C1 (ru) | 2003-11-17 | 2003-11-17 | Колонная головка для герметизации устья скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2254440C1 true RU2254440C1 (ru) | 2005-06-20 |
Family
ID=35835834
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003133369/03A RU2254440C1 (ru) | 2003-11-17 | 2003-11-17 | Колонная головка для герметизации устья скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2254440C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014003601A1 (en) * | 2012-06-28 | 2014-01-03 | Yazykov Andrey Yurievich | Cap for submersible pump |
RU171321U1 (ru) * | 2017-01-09 | 2017-05-29 | Закрытое акционерное общество "Челябинский завод технологической оснастки" | Обвязка обсадных колонн |
RU177300U1 (ru) * | 2017-11-01 | 2018-02-15 | Закрытое акционерное общество "Челябинский завод технологической оснастки" | Обвязка обсадных колонн |
-
2003
- 2003-11-17 RU RU2003133369/03A patent/RU2254440C1/ru active IP Right Revival
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
АБУБАКИРОВ В.Ф. и др. Буровое оборудование: Справочник. Т. 1, М.: Недра, с. 252, рис. 9.4. * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014003601A1 (en) * | 2012-06-28 | 2014-01-03 | Yazykov Andrey Yurievich | Cap for submersible pump |
EA027361B1 (ru) * | 2012-06-28 | 2017-07-31 | Андрей Юрьевич Языков | Оголовок для погружного насоса |
US9885363B2 (en) | 2012-06-28 | 2018-02-06 | Andrey Yurievich Yazykov | Cap for submersible pump |
RU171321U1 (ru) * | 2017-01-09 | 2017-05-29 | Закрытое акционерное общество "Челябинский завод технологической оснастки" | Обвязка обсадных колонн |
RU177300U1 (ru) * | 2017-11-01 | 2018-02-15 | Закрытое акционерное общество "Челябинский завод технологической оснастки" | Обвязка обсадных колонн |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1092968A (en) | Hydraulic test tool and method | |
US5515926A (en) | Apparatus and method for installing coiled tubing in a well | |
CA2545701C (en) | Solid rubber packer for a rotating control device | |
CA2847874C (en) | Apparatus and method for isolating a section of a pipe riser bore in the course of riser renewal | |
CA1292676C (en) | Well casing packers | |
RU2254440C1 (ru) | Колонная головка для герметизации устья скважины | |
US7000888B2 (en) | Pump rod clamp and blowout preventer | |
US4848777A (en) | Pressure energized/pressure intensified casing seal | |
JPS627356B2 (ru) | ||
EP0614523A1 (en) | Test apparatus for pressure testing equipment having a flange and method of pressure testing | |
US20050279504A1 (en) | Intervention spool for subsea use | |
CA2298224C (en) | Packer insert for sealing on multiple items in a wellbore | |
RU2230177C1 (ru) | Устройство для обвязки обсадных колонн на устье скважины (варианты) | |
KR101342940B1 (ko) | 비오피 테스트 스텀프 | |
AU2012202077A1 (en) | Broken pipe blocker | |
US2856206A (en) | Flexible seal-supporting flange for wellhead couplings | |
CA2462183C (en) | Pump rod clamp and blowout preventer | |
GB2275704A (en) | Wellhead apparatus | |
US20170159392A1 (en) | Inflatable variable bore ram | |
RU2794031C1 (ru) | Способ проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием и устройство для его осуществления | |
CN109372471B (zh) | 一种井口带压阀门开关失效维修设备及其方法 | |
RU2291277C2 (ru) | Фланец разъемный | |
US10895125B2 (en) | Completion interface systems for use with surface BOPS | |
RU2001113966A (ru) | Устройство сальника устьевого | |
RU2102579C1 (ru) | Превентор |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091118 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20111110 |
|
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20180716 |