RU2269641C1 - Wellhead equipment (variants) - Google Patents
Wellhead equipment (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2269641C1 RU2269641C1 RU2005101017/03A RU2005101017A RU2269641C1 RU 2269641 C1 RU2269641 C1 RU 2269641C1 RU 2005101017/03 A RU2005101017/03 A RU 2005101017/03A RU 2005101017 A RU2005101017 A RU 2005101017A RU 2269641 C1 RU2269641 C1 RU 2269641C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flange
- sleeve
- casing
- head
- channel
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устьевому оборудованию скважин, которое предназначено одновременно для герметизации межколонного кольцевого пространства на устье нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и обсадной колонной, для герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), для подвески обсадной колонны и колонны НКТ, для установки на него запорной арматуры и для направления движения пластового флюида из скважины в выкидную линию.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to wellhead equipment, which is designed to simultaneously seal annular annulus at the mouth of the oil and gas well between the conductor and the casing, to seal the annular space between the casing and the tubing string, for suspension casing string and tubing string, for installing shutoff valves on it and for directing the movement of formation fluid from the well into the flow line th.
Изобретение предназначено для использования, в первую очередь, на находящихся в эксплуатации ранее построенных скважинах с установкой такого оборудования во время капитальных ремонтов указанных скважин, а также на вновь строящихся скважинах, у которых на верхних концах как у кондуктора, так и у обсадной колонны отсутствует резьба.The invention is intended to be used, first of all, in previously constructed wells in operation with the installation of such equipment during overhauls of these wells, as well as in newly constructed wells, in which there is no thread at the upper ends of both the conductor and the casing .
Изобретение предназначено также для использования и в тех случаях, когда нет резьбы на верхнем конце кондуктора, но верхний конец обсадной колонны имеет резьбу.The invention is also intended for use in cases where there is no thread on the upper end of the conductor, but the upper end of the casing string is threaded.
Известно устьевое оборудование скважин, состоящее из колонной головки, трубной головки и устьевой запорной арматуры, например фонтанной елки (см. Справочная книга по добыче нефти /Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: "Недра", 1974 г., стр.221-223), которое принимаем за аналог.Known wellhead equipment, consisting of a column head, pipe head and wellhead shutoff valves, such as a fountain tree (see. Oil production reference book / Ed. Sh. K. Gimatudinova. M .: "Nedra", 1974, p. .221-223), which is taken as an analogue.
Недостатками известного по аналогу оборудования являются его большие габариты, большая металлоемкость и необходимость переобвязки скважины при переводе ее с одного способа эксплуатации на другой.The disadvantages of the equipment known by analogy are its large dimensions, large metal consumption and the need for re-dressing the well when transferring it from one method of operation to another.
Наиболее близким (прототипом) к заявляемому изобретению по совокупности наибольшего числа существенных признаков из числа известных аналогов того же назначения, по нашему мнению, является изобретение по патенту РФ № 2178509, МПК7 Е 21 В 33/03 (заявка № 97111984/03 от 16.07.1997, дата публикации 20.01.2002) под названием "Устьевое универсальное оборудование для скважин "Сибирь". Устройство по прототипу включает колонную головку, состоящую из корпуса с радиальными каналами, фланца, элементов соединения, подвески и герметизации обсадной колонны, и трубную головку для подвески колонны НКТ и для установки на нее устьевой запорной арматуры.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 the invention according to the patent of the Russian Federation No. 2178509, IPC 7 E 21
С нижнего конца корпуса колонной головки у прототипа выполнена внутренняя резьба для навинчивания колонной головки на верхний резьбовой конец кондуктора скважины. Внутри корпуса колонной головки установлен переводник (элемент соединения) с резьбой на нижнем конце для соединения с верхним резьбовым концом обсадной колонны.From the lower end of the casing head housing, the prototype has an internal thread for screwing the casing head onto the upper threaded end of the well conductor. A sub (connection element) is installed inside the body of the column head with a thread on the lower end for connecting to the upper threaded end of the casing.
Недостатком известного по прототипу устройства является то, что такое устройство нельзя установить на скважину, если ее кондуктор на верхнем конце не имеет наружной резьбы. Из общего фонда ранее построенных и находящихся в эксплуатации скважин большую долю составляют скважины, у которых на верхнем конце кондуктора нет резьбы. Выполнить такую резьбу на действующих скважинах затруднительно, и для этого требуются большие материальные и трудовые затраты.A disadvantage of the device known from the prior art is that such a device cannot be installed on a well if its conductor at the upper end does not have an external thread. Of the total stock of previously constructed and in operation wells, a large proportion are wells that have no threads at the upper end of the conductor. To perform such a thread on existing wells is difficult, and this requires large material and labor costs.
При использовании устройства по прототипу также обязательно необходима резьба на верхнем конце обсадной колонны для ее подвески. Это на практике вызывает осложнения из-за того, что при спуске обсадной колонны ее верхний конец с резьбой должен занимать четко установленную высоту по отношению к нулевой отметке площадки скважины, что практически за один спуск колонны труб нельзя обеспечить. По этой причине верхнюю трубу обсадной колонны приходится при установке подгонять по высоте, дополнительно для этого производить ее подъем из скважины, приваривать в цехе фальшмуфту и снова спускать ее в скважину, что увеличивает время работ и их трудозатраты.When using the device according to the prototype, a thread on the upper end of the casing is also necessary for its suspension. In practice, this causes complications due to the fact that when lowering the casing string, its threaded upper end must occupy a clearly defined height with respect to the zero mark of the well site, which cannot be ensured for almost one lowering of the pipe string. For this reason, during installation, the upper casing string must be adjusted in height; in addition, it must be lifted from the well, a false coupling welded in the workshop, and then lowered into the well again, which increases the time and labor costs.
Кроме того, устройство по прототипу по сравнению с применяемым в настоящее время оборудованием несущественно снижает его габаритные размеры по высоте.In addition, the device according to the prototype in comparison with the currently used equipment does not significantly reduce its overall dimensions in height.
Еще одним недостатком является то, что при переводе скважины с одного способа эксплуатации на другой в устройстве по прототипу трубную головку необходимо снимать и производить переобвязку скважины.Another disadvantage is that when transferring a well from one method of operation to another in a prototype device, the pipe head must be removed and the well re-piped.
Недостатком является также сложность в изготовлении известного по прототипу устройства, так как корпус колонной головки необходимо изготавливать путем стального литья.The disadvantage is the difficulty in manufacturing the known prototype device, since the body of the column head must be made by steel casting.
Предлагаемое устьевое оборудование скважины ставит целью достижение нового технического результата, в первую очередь, обеспечение герметизации межколонного кольцевого пространства устья нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и обсадной колонной при отсутствии резьбы на верхнем конце кондуктора и при отсутствии резьбы на верхнем конце обсадной колонны, а также и в тех случаях, когда есть резьба на верхнем конце обсадной колонны, но нет резьбы на верхнем конце кондуктора при полном исключении при этом любых сварочных работ и без проведения работ по нарезанию таких резьб на скважине.The proposed wellhead equipment aims to achieve a new technical result, first of all, to ensure sealing of the annular annulus of the mouth of the oil and gas well between the conductor and the casing in the absence of threads on the upper end of the conductor and in the absence of threads on the upper end of the casing, as well as in those cases when there is a thread on the upper end of the casing, but there is no thread on the upper end of the conductor with the complete exclusion of any welding work and s work on cutting of the threads on the well.
Одновременно целью предлагаемого изобретения является снижение габаритов заявляемого оборудования по высоте.At the same time, the aim of the invention is to reduce the size of the claimed equipment in height.
Еще одной целью изобретения является обеспечение возможности перевода скважины с одного способа эксплуатации на другой без снятия трубной головки и без переобвязки скважины.Another objective of the invention is the ability to transfer wells from one method of operation to another without removing the pipe head and without re-lining the well.
Еще одной целью изобретения является повышение его надежности в работе, долговечности, удобства при эксплуатации и обеспечение технологичности проведения подземных ремонтов скважины.Another objective of the invention is to increase its reliability, durability, ease of use and ensuring the adaptability of underground well repairs.
Целью изобретения является также упрощение конструкции и повышение технологичности изготовления заявляемого оборудования.The aim of the invention is also to simplify the design and improve the manufacturability of the claimed equipment.
Еще одной целью изобретения является достижение универсальности и многофункциональности заявляемого оборудования.Another objective of the invention is to achieve the versatility and versatility of the claimed equipment.
Указанный в цели технический результат предлагаемого изобретения достигается любым из предлагаемых ниже четырех вариантов его реализации, относящихся к объектам одного вида, одинакового назначения и образующих единый изобретательский замысел. Каждый вариант предлагаемого оборудования включает в себя общие между собой единые существенные признаки устройства, известные по прототипу, а именно: колонную головку, состоящую из корпуса с радиальными каналами, фланца, элементов соединения, подвески и герметизации обсадной колонны, и трубную головку для подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и для установки на нее устьевой запорной арматуры.Indicated for the purpose of the technical result of the invention is achieved by any of the four proposed below for its implementation related to objects of the same type, of the same purpose and forming a single inventive concept. Each option of the proposed equipment includes common, common essential features of the device, known by the prototype, namely: a column head consisting of a housing with radial channels, a flange, connection elements, suspension and sealing of the casing string, and a pipe head for suspension of the casing string -compressor pipes (tubing) and for installing wellhead shutoff valves on it.
На чертежах представлены в продольном разрезе каждый из четырех вариантов реализации заявляемого изобретения: на фиг.1 представлено устьевое оборудование скважины по варианту 1; на фиг.2 - то же по варианту 2, на фиг.3, 4 и 5 - то же по варианту 3 и на фиг.6 изображено предлагаемое устьевое оборудование скважины по варианту 4.The drawings show in longitudinal section each of the four embodiments of the claimed invention: figure 1 shows the wellhead equipment of the well according to
Условия выбора для использования каждого варианта предлагаемого оборудования приведены ниже.The selection conditions for using each option of the proposed equipment are given below.
По первому варианту предлагаемое устьевое оборудование скважины (фиг.1) предназначается для использования на скважинах, у которых нет наружных резьб ни на верхнем конце кондуктора, ни на верхнем конце обсадной колонны, при этом межколонное кольцевое пространство между кондуктором и обсадной колонной на устье таких скважин свободное, т.е. ничем не заполнено.In the first embodiment, the proposed wellhead equipment (Fig. 1) is intended for use in wells that have no external threads either at the upper end of the conductor or at the upper end of the casing, while the annular annulus between the conductor and the casing at the mouth of such wells free, i.e. nothing filled.
Предлагаемое оборудование по варианту 1 имеет следующие отличительные от прототипа признаки: корпус и фланец колонной головки выполнены разъемными, при этом фланец 1 колонной головки выполнен в виде круглого венца, по меньшей мере, с двумя в его теле сквозными радиальными горизонтальными каналами 2, с внешней боковой стороны в которые ввернуты на резьбе предохранительные переводники 3, по оси фланца выполнен сквозной трехступенчатый канал 4, у которого внутренний диаметр верхней ступени выполнен равным внутреннему диаметру обсадной колонны 5, ниже радиальных горизонтальных каналов 2 выполнена средняя ступень канала 4 с внутренним диаметром под наружный диаметр обсадной колонны 5, в нижней ступени канала 4 выполнена внутренняя резьба 6, которой фланец 1 колонной головки навинчен на ее корпус, на верхней опорной поверхности фланца 1 колонной головки выполнена кольцевая канавка под уплотнительное кольцо 7, корпус колонной головки установлен на устье скважины в свободном, ничем не заполненном межколонном кольцевом пространстве 8 между кондуктором 9 и обсадной колонной 5 и выполнен из двух соединяемых между собой на резьбе верхней 10 и нижней 11 втулок ступенчатой формы, при этом на верхнем конце верхней втулки 10 корпуса выполнена наружная резьба, на которую внутренней резьбой 6 навинчен фланец 1 колонной головки, верхняя втулка 10 корпуса выполнена с наружным уступом 12 под верхний торец кондуктора 9 и с наружным диаметром ниже уступа 12 под внутренний диаметр кондуктора 9, с верхнего конца в верхней втулке 10 корпуса внутри выполнена кольцевая проточка 13 и кольцевой канал 14 с внутренним уступом 15, в проточке 13 размещен верхний герметизирующий элемент 16 с распорными кольцами 17, под внутренним уступом 15 в теле верхней втулки корпуса выполнены два сквозные радиальные с резьбой канала 18, нижняя втулка 11 корпуса снаружи выполнена ступенчатой формы с меньшим наружным диаметром выше наружного уступа 19 и наружной резьбой на ее верхнем конце для соединения с верхней втулкой 10 корпуса, внутренний продольный канал нижней втулки 11 корпуса выполнен под наружный диаметр обсадной колонны 5, а наружный диаметр нижней втулки 11 корпуса ниже наружного уступа 19 выполнен под внутренний диаметр кондуктора 9, между нижним торцом верхней втулки 10 корпуса и наружным уступом 19 нижней втулки 11 корпуса размещены нижние герметизирующие элементы 20 с распорными кольцами 21, в теле нижней части нижней втулки 11 корпуса колонной головки размещены элементы соединения и подвески обсадной колонны 5, которые выполнены в виде наклонно расположенных к продольной оси втулки снаружи внутрь нее не менее трех по ее окружности цилиндрических каналов 22, нижние открытые концы которых выведены во внутренний продольный канал нижней втулки 11 корпуса, в наклонные цилиндрические каналы 22 заведены шарики 23, сверху них - пружины 24, поджимаемые винтовыми заглушками 25, трубная головка для подвески колонны НКТ выполнена в виде фасонного по толщине фланца 26, верхняя поверхность которого выполнена в виде пьедестальной площадки под фланец устанавливаемой на нее устьевой запорной арматуры, например крана или центральной дисковой задвижки, на пьедестальной площадке трубной головки под уплотнительное кольцо 27 выполнены кольцевая канавка, ответная кольцевой канавке нижнего фланца устанавливаемой устьевой запорной арматуры, и резьбовые отверстия 28 под крепежные шпильки для ее крепления, по оси трубной головки выполнен сквозной цилиндрический канал 29 равнопроходного сечения с колонной НКТ и с резьбой в его нижней части, в которую ввернут предохранительный переводник 30, в последний снизу ввернут на резьбе подвесной патрубок 31 для подвески колонны НКТ, на нижней поверхности фасонного по толщине фланца 26 трубной головки под уплотнительное кольцо 7 выполнена кольцевая канавка, ответная кольцевой канавке на верхней опорной поверхности фланца 1 колонной головки, при этом трубная головка для подвески колонны НКТ установлена с уплотнительным кольцом 7 на верхнюю опорную поверхность фланца 1 колонной головки, которые соединены между собой крепежными шпильками 32.The proposed equipment according to
Предлагаемое оборудование по варианту 1 дополнительно отличается и тем, что каждый сквозной радиальный горизонтальный канал 2 в теле фланца 1 колонной головки на длине от конца ввернутого предохранительного переводника 3 до осевого сквозного трехступенчатого канала 4 выполнен щелевым.The proposed equipment according to
По второму варианту предлагаемое устьевое оборудование скважины (фиг.2) предназначается для использования на скважинах, у которых нет наружной резьбы на верхнем конце кондуктора, но верхний конец обсадной колонны имеет резьбу, при этом межколонное кольцевое пространство между кондуктором и обсадной колонной на устье таких скважин свободное, т.е. ничем не заполнено.In the second embodiment, the proposed wellhead equipment (Fig. 2) is intended for use in wells that do not have an external thread at the upper end of the conductor, but the upper end of the casing string is threaded, while the annular annulus between the conductor and the casing string at the mouth of such wells free, i.e. nothing filled.
Предлагаемое оборудование по варианту 2 имеет следующие отличительные от прототипа признаки: корпус и фланец колонной головки выполнены разъемными, при этом фланец 33 колонной головки выполнен в виде круглого венца, по меньшей мере, с двумя в его теле сквозными радиальными горизонтальными каналами 2, с внешней боковой стороны в которые ввернуты на резьбе предохранительные переводники 3, по оси фланца 33 выполнен равным внутреннему диаметру обсадной колонны 5 сквозной канал 34 с резьбой 35 в его нижней части, которой фланец 33 колонной головки навинчен на верхний резьбовой конец обсадной колонны 5, на верхней опорной поверхности фланца 33 колонной головки выполнена кольцевая канавка под уплотнительное кольцо 7, корпус колонной головки установлен на устье скважины в свободном, ничем не заполненном межколонном кольцевом пространстве 8 между кондуктором 9 и обсадной колонной 5 и выполнен из двух соединяемых между собой на резьбе верхней 10 и нижней 11 втулок ступенчатой формы, при этом на верхнем конце верхней втулки 10 корпуса выполнена наружная резьба, на которую навинчена поджимная крышка 36, верхняя втулка 10 корпуса выполнена с наружным уступом 12 под верхний торец кондуктора 9 и с наружным диаметром ниже уступа 12 под внутренний диаметр кондуктора 9, с верхнего конца в верхней втулке 10 корпуса внутри выполнена кольцевая проточка 13 и кольцевой канал 14 с внутренним уступом 15, в проточке 13 размещен верхний герметизирующий элемент 16 с распорными кольцами 17, под внутренним уступом 15 в теле верхней втулки корпуса выполнены два сквозные радиальные с резьбой канала 18, нижняя втулка 11 корпуса снаружи выполнена ступенчатой формы с меньшим наружным диаметром выше наружного уступа 19 и наружной резьбой на ее верхнем конце для соединения с верхней втулкой 10 корпуса, внутренний продольный канал нижней втулки 11 корпуса выполнен под наружный диаметр обсадной колонны 5, а наружный диаметр нижней втулки 11 корпуса ниже наружного уступа 19 выполнен под внутренний диаметр кондуктора 9, между нижним торцом верхней втулки 10 корпуса и наружным уступом 19 нижней втулки 11 корпуса размещены нижние герметизирующие элементы 20 с распорными кольцами 21, в теле нижней части нижней втулки 11 корпуса колонной головки размещены элементы соединения и подвески обсадной колонны 5, которые выполнены в виде наклонно расположенных к продольной оси втулки снаружи внутрь нее не менее трех по ее окружности цилиндрических каналов 22, нижние открытые концы которых выведены во внутренний продольный канал нижней втулки 11 корпуса, в наклонные цилиндрические каналы 22 заведены шарики 23, сверху них - пружины 24, поджимаемые винтовыми заглушками 25, трубная головка для подвески колонны НКТ выполнена в виде фасонного по толщине фланца 26, верхняя поверхность которого выполнена в виде пьедестальной площадки под фланец устанавливаемой на нее устьевой запорной арматуры, например крана или центральной дисковой задвижки, на пьедестальной площадке трубной головки под уплотнительное кольцо 27 выполнены кольцевая канавка, ответная кольцевой канавке нижнего фланца устанавливаемой устьевой запорной арматуры, и резьбовые отверстия 28 под крепежные шпильки для ее крепления, по оси трубной головки выполнен сквозной цилиндрический канал 29 равнопроходного сечения с колонной НКТ и с резьбой в его нижней части, в которую ввернут предохранительный переводник 30, в последний снизу ввернут на резьбе подвесной патрубок 31 для подвески колонны НКТ, на нижней поверхности фасонного по толщине фланца 26 трубной головки под уплотнительное кольцо 7 выполнена кольцевая канавка, ответная кольцевой канавке на верхней опорной поверхности фланца 33 колонной головки, при этом трубная головка для подвески колонны НКТ установлена с уплотнительным кольцом 7 на верхнюю опорную поверхность фланца 33 колонной головки, которые соединены между собой крепежными шпильками 32.The proposed equipment according to
Предлагаемое оборудование по варианту 2 дополнительно отличается и тем, что каждый сквозной радиальный горизонтальный канал 2 в теле фланца 33 колонной головки на длине от конца ввернутого предохранительного переводника 3 до осевого сквозного канала 34 выполнен щелевым.The proposed equipment according to
По третьему варианту предлагаемое устьевое оборудование скважины (фиг.3, 4 и 5) предназначается для использования на таких скважинах, у которых нет наружных резьб ни на верхнем конце кондуктора, ни на верхнем конце обсадной колонны, а межколонное кольцевое пространство между кондуктором и обсадной колонной на устье таких скважин оказывается заполненным.In the third embodiment, the proposed wellhead equipment (FIGS. 3, 4, and 5) is intended for use in such wells that have no external threads either on the upper end of the conductor or on the upper end of the casing, and the annular annular space between the conductor and the casing at the mouth of such wells is filled.
Предлагаемое оборудование по варианту 3 имеет следующие отличительные от прототипа признаки: корпус и фланец колонной головки выполнены разъемными, при этом фланец 1 колонной головки выполнен в виде круглого венца, по меньшей мере, с двумя в его теле сквозными радиальными горизонтальными каналами 2, с внешней боковой стороны в которые ввернуты на резьбе предохранительные переводники 3, по оси фланца выполнен сквозной трехступенчатый канал 4, у которого внутренний диаметр верхней ступени выполнен равным внутреннему диаметру обсадной колонны 5, ниже радиальных горизонтальных каналов 2 выполнена средняя ступень канала 4 с внутренним диаметром под наружный диаметр обсадной колонны 5, в нижней ступени канала 4 выполнена внутренняя резьба 6, которой фланец 1 колонной головки навинчен на ее корпус, на верхней опорной поверхности фланца 1 колонной головки выполнена кольцевая канавка под уплотнительное кольцо 7, корпус колонной головки установлен с возможностью закрепления его на устье скважины с наружной поверхности кондуктора 9 и выполнен из верхней 37 и нижней 38 втулок с узлом их осевого соединения между собой, с верхнего конца у верхней втулки 37 корпуса выполнена наружная резьба, на которую внутренней резьбой 6 навинчен фланец 1 колонной головки, а внутри верхней втулки 37 выполнена кольцевая проточка 13 с внутренним верхним уступом 15, в кольцевой проточке 13 размещен верхний герметизирующий элемент 16 с распорными кольцами 17, под внутренним верхним уступом 15 в верхней втулке 37 корпуса выполнены два сквозные радиальные с резьбой канала 18, ниже которых внутри верхней втулки 37 размещены клинья 39 для подвески обсадной колонны 5, нижний торец верхней втулки 37 выполнен в виде внутреннего нижнего уступа 40 под верхний торец кондуктора 9 с кольцевым конусным выступом 41 за наружной поверхностью кондуктора 9 с возможностью вхождения конусного выступа 41 в кольцевую проточку 42 нижней втулки 38, в которой размещен нижний герметизирующий элемент 43, внутренний продольный сквозной канал нижней втулки 38 корпуса выполнен под наружный диаметр кондуктора 9 скважины, элементы соединения с кондуктором выполнены в теле нижней части нижней втулки 38 корпуса в виде наклонно расположенных к продольной оси втулки снаружи внутрь нее не менее трех по ее окружности цилиндрических каналов 44, нижние открытые концы которых выведены во внутренний продольный канал нижней втулки 38 корпуса, в наклонные цилиндрические каналы 44 заведены шарики 23, сверху них - пружины 24, поджимаемые винтовыми заглушками 25, трубная головка для подвески колонны НКТ выполнена в виде фасонного по толщине фланца 26, верхняя поверхность которого выполнена в виде пьедестальной площадки под фланец устанавливаемой на нее устьевой запорной арматуры, например крана или центральной дисковой задвижки, на пьедестальной площадке трубной головки под уплотнительное кольцо 27 выполнены кольцевая канавка, ответная кольцевой канавке нижнего фланца устанавливаемой устьевой запорной арматуры, и резьбовые отверстия 28 под крепежные шпильки для ее крепления, по оси трубной головки выполнен сквозной цилиндрический канал 29 равнопроходного сечения с колонной НКТ и с резьбой в его нижней части, в которую ввернут предохранительный переводник 30, в последний снизу ввернут на резьбе подвесной патрубок 31 для подвески колонны НКТ, на нижней поверхности фасонного по толщине фланца 26 трубной головки под уплотнительное кольцо 7 выполнена кольцевая канавка, ответная кольцевой канавке на верхней опорной поверхности фланца 1 колонной головки, при этом трубная головка для подвески колонны НКТ установлена с уплотнительным кольцом 7 на верхнюю опорную поверхность фланца 1 колонной головки, которые соединены между собой крепежными шпильками 32.The proposed equipment according to
Предлагаемое оборудование по варианту 3 дополнительно отличается еще и тем, что:The proposed equipment according to
- каждый сквозной радиальный горизонтальный канал 2 в теле фланца 1 колонной головки на длине от конца ввернутого предохранительного переводника 3 до осевого сквозного трехступенчатого канала 4 выполнен щелевым;- each through radial
- узел осевого соединения между собой верхней 37 и нижней 38 втулок корпуса колонной головки (фиг.3) выполнен, например, или в виде накидной гайки 45, под которую на верхнем конце нижней втулки 38 выполнена наружная резьба 46, а на нижнем конце верхней втулки 37 выполнен наружный буртик 47 (фиг.3), или в виде стягиваемых болтами фланцев 48, выполненных заодно с верхней втулкой 49 и нижней втулкой 50 (фиг.4), или в виде стягиваемых болтами съемных фланцев 51, взаимодействующих с наружными буртиками 52 верхней втулки 53 и нижней втулки 54 (фиг.5).- the node of the axial connection between the upper 37 and the lower 38 of the bushings of the column head housing (Fig. 3) is made, for example, or in the form of a
По четвертому варианту предлагаемое устьевое оборудование скважины (фиг.6) предназначается для использования на таких скважинах, у которых нет наружной резьбы на верхнем конце кондуктора, но верхний конец обсадной колонны имеет резьбу, а межколонное кольцевое пространство между кондуктором и обсадной колонной на устье таких скважин оказывается заполненным.In the fourth embodiment, the proposed wellhead equipment (Fig. 6) is intended for use in such wells that do not have an external thread at the upper end of the conductor, but the upper end of the casing string is threaded, and the annular annular space between the conductor and the casing string at the mouth of such wells It turns out to be filled.
Предлагаемое оборудование по варианту 4 имеет следующие отличительные от прототипа признаки: корпус и фланец колонной головки выполнены разъемными, при этом фланец 33 колонной головки выполнен в виде круглого венца, по меньшей мере, с двумя в его теле сквозными радиальными горизонтальными каналами 2, с внешней боковой стороны в которые ввернуты на резьбе предохранительные переводники 3, по оси фланца 33 выполнен равным внутреннему диаметру обсадной колонны 5 сквозной канал 34 с резьбой 35 в его нижней части, которой фланец 33 колонной головки навинчен на верхний резьбовой конец обсадной колонны 5, на верхней опорной поверхности фланца 33 колонной головки выполнена кольцевая канавка под уплотнительное кольцо 7, корпус колонной головки установлен с возможностью закрепления его на устье скважины с наружной поверхности кондуктора 9 и выполнен из верхней 53 и нижней 54 втулок с узлом их осевого соединения между собой, с верхнего конца у верхней втулки 53 корпуса выполнена наружная резьба, на которую навинчена поджимная крышка 36, а внутри верхней втулки 53 выполнена кольцевая проточка 13 с внутренним верхним уступом 15, в кольцевой проточке 13 размещен верхний герметизирующий элемент 16 с распорными кольцами 17, под внутренним верхним уступом 15 в верхней втулке 53 корпуса выполнены два сквозные радиальные с резьбой канала 18, ниже которых внутри верхней втулки 53 размещены клинья 39 для подвески обсадной колонны 5, нижний торец верхней втулки 53 выполнен в виде внутреннего нижнего уступа 40 под верхний торец кондуктора 9 с кольцевым конусным выступом 41 за наружной поверхностью кондуктора 9 с возможностью вхождения конусного выступа 41 в кольцевую проточку 42 нижней втулки 54, в которой размещен нижний герметизирующий элемент 43, внутренний продольный сквозной канал нижней втулки 54 корпуса выполнен под наружный диаметр кондуктора 9 скважины, элементы соединения с кондуктором выполнены в теле нижней части нижней втулки 54 корпуса в виде наклонно расположенных к продольной оси втулки снаружи внутрь нее не менее трех по ее окружности цилиндрических каналов 44, нижние открытые концы которых выведены во внутренний продольный канал нижней втулки 54 корпуса, в наклонные цилиндрические каналы 44 заведены шарики 23, сверху них - пружины 24, поджимаемые винтовыми заглушками 25, трубная головка для подвески колонны НКТ выполнена в виде фасонного по толщине фланца 26, верхняя поверхность которого выполнена в виде пьедестальной площадки под фланец устанавливаемой на нее устьевой запорной арматуры, например крана или центральной дисковой задвижки, на пьедестальной площадке трубной головки под уплотнительное кольцо 27 выполнены кольцевая канавка, ответная кольцевой канавке нижнего фланца устанавливаемой устьевой запорной арматуры, и резьбовые отверстия 28 под крепежные шпильки для ее крепления, по оси трубной головки выполнен сквозной цилиндрический канал 29 равнопроходного сечения с колонной НКТ и с резьбой в его нижней части, в которую ввернут предохранительный переводник 30, в последний снизу ввернут на резьбе подвесной патрубок 31 для подвески колонны НКТ, на нижней поверхности фасонного по толщине фланца 26 трубной головки под уплотнительное кольцо 7 выполнена кольцевая канавка, ответная кольцевой канавке на верхней опорной поверхности фланца 33 колонной головки, при этом трубная головка для подвески колонны НКТ установлена с уплотнительным кольцом 7 на верхнюю опорную поверхность фланца 33 колонной головки, которые соединены между собой крепежными шпильками 32.The proposed equipment according to
Предлагаемое оборудование по варианту 4 дополнительно отличается еще и тем, что:The proposed equipment according to
- каждый сквозной радиальный горизонтальный канал 2 в теле фланца 33 колонной головки на длине от конца ввернутого предохранительного переводника 3 до осевого сквозного канала 34 выполнен щелевым;- each through radial
- узел осевого соединения между собой верхней 53 и нижней 54 втулок корпуса колонной головки выполнен, например, в виде стягиваемых болтами съемных фланцев 51, взаимодействующих с наружными буртиками 52 обеих втулок.- the node of the axial connection between the upper 53 and the lower 54 of the bushings of the housing of the column head is made, for example, in the form of bolt-in
Работа предлагаемого устьевого оборудования скважины и достижение технического результата, поставленного в цели изобретения.The work of the proposed wellhead equipment of the well and the achievement of the technical result set for the purpose of the invention.
Перед установкой на устье скважины предлагаемого оборудования по вариантам 1 и 3, если необходимо, производят обрезание верхнего конца кондуктора 9 и верхнего конца обсадной колонны 5 до необходимого уровня.Before installing the proposed equipment at the wellhead according to
Перед установкой на устье скважины оборудования по вариантам 2 и 4 производят обрезание верхнего конца только у кондуктора 9.Before installing equipment at the wellhead according to
Обрезание кондуктора и обсадной колонны производят, как правило, роликовыми труборезами.The conductor and casing are cut, as a rule, by roller pipe cutters.
При установке оборудования по вариантам 1 и 2 вначале производят предварительную сборку корпуса колонной головки, для чего в наклонные цилиндрические каналы 22 нижней втулки 11 корпуса колонной головки заводят шарики 23, на них сверху - пружины 24, которые поджимают винтовыми заглушками 25. На наружный уступ 19 нижней втулки 11 корпуса колонной головки устанавливают нижние герметизирующие элементы 20 с распорными кольцами 21 и на верхнюю резьбовую часть нижней втулки 11 навинчивают верхнюю втулку 10 корпуса колонной головки без сжатия нижних герметизирующих элементов 20.When installing the equipment according to
Предварительно собранный корпус колонной головки внутренним продольным каналом нижней втулки 11 надевают на верхний конец обсадной колонны 5 и опускают его по обсадной колонне 5 в свободное межколонное кольцевое пространство 8 устья скважины до упора наружного уступа 12 верхней втулки 10 в верхний торец кондуктора 9. Затем в кольцевую проточку 13 верхней втулки 10 устанавливают верхний герметизирующий элемент 16 с распорными кольцами 17.The pre-assembled casing of the casing head with the inner longitudinal channel of the
По варианту 1 после этого фланец 1 колонной головки его внутренней резьбой 6 навинчивают на верхний резьбовой конец верхней втулки 10 корпуса колонной головки (фиг.1), а по варианту 2 на верхний резьбовой конец верхней втулки 10 корпуса колонной головки навинчивают поджимную крышку 36 (фиг.2). В результате навинчивания фланца 1 по варианту 1 или поджимной крышки 36 по варианту 2 осуществляются одновременно следующие операции: происходит захват обсадной колонны 5 и ее подвеска на шариках 23, подпружиненных сверху в наклонных цилиндрических каналах 22. Одновременно с этим осуществляется надежная герметизация верхнего 16 и нижнего 20 герметизирующих элементов, обеспечивая этим надежную герметизацию межколонного кольцевого пространства 8 устья скважины. По варианту 2 фланец 33 колонной головки своей резьбой 35 навинчивают на верхний резьбовой конец обсадной колонны 5 (фиг.2).In
При установке на устье скважины оборудования по вариантам 3 и 4 вначале также производят предварительную сборку корпуса колонной головки. Для этого в наклонные цилиндрические каналы 44 нижней втулки 38 (фиг.3) или нижней втулки 50 (фиг.4), или нижней втулки 54 (фиг.5 и 6) заводят шарики 23, на них сверху - пружины 24, которые поджимают винтовыми заглушками 25. В кольцевую проточку 42 нижней втулки 38 (фиг.3) или нижней втулки 50 (фиг.4), или нижней втулки 54 (фиг.5 и 6) устанавливают нижний герметизирующий элемент 43 и на нижнюю втулку 38 (фиг.3) или на нижнюю втулку 50 (фиг.4), или на нижнюю втулку 54 (фиг.5 и 6) соосно ставят сверху верхнюю втулку 37 (фиг.3) или верхнюю втулку 49 (фиг.4), или верхнюю втулку 53 (фиг.5 и 6) так, чтобы кольцевой конусный выступ 41 верхней втулки входил в кольцевую проточку 42 нижней втулки, предварительно стягивая обе втулки элементами их осевого соединения, но без сжатия нижнего герметизирующего элемента 43.When installing equipment at the wellhead according to
Предварительно собранный по вариантам 3 и 4 корпус колонной головки внутренним продольным сквозным каналом нижней втулки надевают на обсадную колонну 5 через ее верхний конец и опускают вниз до упора внутреннего нижнего уступа 40 верхней втулки в верхний торец кондуктора 9. При опускании корпуса колонной головки вниз внутрь ее верхней втулки заводят клинья 39 для подвески обсадной колонны 5. Затем производят окончательное осевое соединение (стягивание) между собой верхней и нижней втулок и их поджатие.Pre-assembled according to
На фиг.3 представлен узел осевого соединения верхней втулки 37 и нижней втулки 38 с помощью накидной гайки 45, навертываемой по резьбе 46 на верхний резьбовой конец нижней втулки 38 и взаимодействующей с наружным буртиком 47 верхней втулки 37.Figure 3 presents the site of the axial connection of the
На фиг.4 представлен узел осевого соединения верхней втулки 49 и нижней втулки 50, в котором обе втулки с помощью фланцев 48, выполненных заодно с каждой втулкой, стягиваются болтами.Figure 4 shows the axial connection node of the
На фиг.5 и 6 представлен узел осевого соединения верхней втулки 53 и нижней втулки 54, в котором обе втулки с помощью съемных фланцев 51, взаимодействующих с наружными буртиками 52 каждой втулки, стягиваются также болтами.Figures 5 and 6 show an axial joint assembly of the
В результате поджатия верхней и нижней втулок корпуса колонной головки обеспечивается надежное уплотнение нижнего герметизирующего элемента 43, а с помощью шариков 23, размещенных в наклонных цилиндрических каналах 44, одновременно происходит жесткое закрепление корпуса колонной головки с наружной поверхностью кондуктора 9, обеспечивая полное предотвращение как вращения корпуса колонной головки, так и его осевого перемещения вверх по кондуктору 9 в случае возникновения давления в межколонном кольцевом пространстве 8 скважины, чем обеспечивается надежность в работе заявляемого оборудования.As a result of preloading the upper and lower bushings of the column head housing, a reliable sealing of the
Затем в кольцевую проточку 13 верхней втулки устанавливают верхний герметизирующий элемент 16 с распорными кольцами 17.Then, an
По варианту 3 после этого фланец 1 колонной головки его внутренней резьбой 6 навинчивают на верхний резьбовой конец верхней втулки 37 (фиг.3) или верхней втулки 49 (фиг.4), или верхней втулки 53 (фиг.5), а по варианту 4 - на верхний резьбовой конец верхней втулки 53 корпуса колонной головки навинчивают поджимную крышку 36 (фиг.6).In
В результате навинчивания на верхний резьбовой конец верхней втулки фланца 1 по варианту 3 (фиг.3, 4 и 5) или навинчивания поджимной крышки 36 по варианту 4 (фиг.6) обеспечивается уплотнение верхнего герметизирующего элемента 16, который вместе с нижним герметизирующим элементом 43 обеспечивает надежную герметизацию межколонного кольцевого пространства 8 устья скважины.As a result of screwing on the upper threaded end of the upper sleeve of the
При этом как при монтаже, так и при установке колонных головок на устье скважины каждый из предлагаемых четырех вариантов реализации предлагаемого изобретения полностью исключает необходимость проведения каких-либо сварочных работ при герметизации устьев скважин, верхние концы кондуктора и обсадной колонны которых не имеют резьб, а также отпадает необходимость нарезать такую резьбу на устье скважины.In this case, both during installation and when installing the casing heads at the wellhead, each of the four proposed embodiments of the invention completely eliminates the need for any welding work when sealing the wellheads, the upper ends of the conductor and casing of which are not threaded, and there is no need to cut such a thread at the wellhead.
После установки на устье скважины колонной головки в скважину на колонне НКТ спускают необходимое оборудование в зависимости от способа ее эксплуатации, после чего на верхнюю опорную поверхность фланца колонной головки устанавливают трубную головку 26, в резьбовую нижнюю часть осевого сквозного канала которой ввернут предохранительный переводник 30, а в последний снизу ввернут на резьбе подвесной патрубок 31, на который подвешивают колонну НКТ. Трубную головку 26 и фланец колонной головки соединяют между собой шпильками 32, предварительно установив между ними уплотнительное кольцо 7. В сквозные радиальные горизонтальные каналы 2 фланца колонной головки с его внешней боковой стороны ввертывают на резьбе предохранительные переводники 3, которые через запорную арматуру сообщают с обвязкой устья скважины.After installing the column head at the wellhead, the necessary equipment is lowered into the well on the tubing string, depending on the method of its operation, after which the
В зависимости от способа эксплуатации скважины на верхнюю пьедестальную площадку фланца трубной головки 26 устанавливают необходимую устьевую запорную арматуру (например, кран или центральную дисковую задвижку), которую крепят на трубной головке крепежными шпильками с установкой уплотнительного кольца 27, производят обвязку устья скважины и пускают скважину в эксплуатацию.Depending on the method of operating the well, on the upper pedestal platform of the flange of the
Благодаря тому, что в теле фланца колонной головки выполнены сквозные радиальные горизонтальные каналы, соединяемые через запорную арматуру с обвязкой устья скважины, фланец колонной головки дополнительно выполняет роль крестовины, полностью заменяя ее, чем достигается многофункциональность и универсальность такого оборудования, существенно снижаются габариты устьевого оборудования скважины по высоте, обеспечивая удобство его обслуживания.Due to the fact that in the body of the column head flange, through radial horizontal channels are made, which are connected through shutoff valves to the wellhead piping, the column head flange additionally acts as a cross, completely replacing it, thereby achieving multifunctionality and universality of such equipment, and the wellhead equipment dimensions are significantly reduced in height, providing the convenience of its maintenance.
Благодаря выполнению сквозного осевого канала во фланце колонной головки с проходным сечением, равным внутреннему диаметру обсадной колонны, к которому в теле фланца выведены сквозные радиальные горизонтальные каналы, сообщенные через запорную арматуру с обвязкой устья скважины, притом что фланец колонной головки позволяет установить на него любое противовыбросовое оборудование, например привентер, обеспечивается технологичность проведения подземных ремонтов в скважине с обеспечением любых промывок ствола скважины и обработок ее призабойной зоны без переобвязки устья скважины, обеспечивая этим удобство при эксплуатации.Due to the implementation of the through axial channel in the flange of the casing head with a bore equal to the inner diameter of the casing, to which in the body of the flange there are through radial horizontal channels communicated through shut-off valves with piping of the wellhead, while the flange of the casing head allows any blowout to be installed on it equipment, for example, a primer, ensures the technological effectiveness of underground repairs in the well with the provision of any washing of the wellbore and its treatments rizaboynoy zone wellhead without pereobvyazki, thereby providing ease of use.
Выполнение в трубной головке ее осевого сквозного канала равнопроходного сечения с колонной НКТ обеспечивает возможность производить спуск и подъем в колонну НКТ любого инструмента и оборудования, что создает удобство при эксплуатации скважины.The execution in the pipe head of its axial through channel of equal passage with the tubing string provides the ability to lower and raise any tool and equipment into the tubing string, which makes the well operation convenient.
Благодаря тому, что трубную головку предложено устанавливать непосредственно на верхнюю опорную поверхность фланца колонной головки, и благодаря тому, что корпус колонной головки надежно герметизирует межколонное кольцевое пространство устья скважины, а фланец дополнительно выполняет роль крестовины, обеспечивается возможность перевода скважины с одного способа эксплуатации на другой без переобвязки устья скважины и без снятия трубной головки.Due to the fact that the tube head is proposed to be installed directly on the upper abutment surface of the column head flange, and due to the fact that the column head housing reliably seals the annular annular space of the wellhead, and the flange additionally serves as a crosspiece, it is possible to transfer the well from one operating method to another without re-dressing the wellhead and without removing the pipe head.
Установка предохранительных переводников, ввернутых на резьбе в сквозные радиальные горизонтальные каналы фланца с его внешней боковой стороны и установка вворачиваемых на резьбе снизу в сквозной осевой канал трубной головки предохранительных переводников и подвесного патрубка для подвески колонны НКТ позволяют увеличить срок надежной работы резьб, выполненных непосредственно в теле фланца и в теле трубной головки, повышая долговечность последних.Installation of safety sub, screwed into the threaded through horizontal radial channels of the flange from its outer lateral side and installation of threaded sub on the threaded bottom through the axial channel of the pipe head of the safety sub and a suspension pipe for hanging the tubing string can increase the term of reliable operation of threads made directly in the body flange and in the body of the tube head, increasing the durability of the latter.
Благодаря тому, что фланец колонной головки и трубную головку возможно выполнить из проката, исключив стальное литье, обеспечивается повышение технологичности изготовления оборудования. Остальные элементы оборудования просты по конструкции, легки в изготовлении и монтаже.Due to the fact that the flange of the column head and the pipe head can be rolled out, excluding steel casting, an increase in the manufacturability of equipment manufacturing is provided. The remaining items of equipment are simple in design, easy to manufacture and install.
Claims (12)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005101017/03A RU2269641C1 (en) | 2005-01-18 | 2005-01-18 | Wellhead equipment (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005101017/03A RU2269641C1 (en) | 2005-01-18 | 2005-01-18 | Wellhead equipment (variants) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2269641C1 true RU2269641C1 (en) | 2006-02-10 |
Family
ID=36049986
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005101017/03A RU2269641C1 (en) | 2005-01-18 | 2005-01-18 | Wellhead equipment (variants) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2269641C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102287156A (en) * | 2011-08-05 | 2011-12-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | Concentric pipe wellhead device for exploiting thickened oil through steam assisted gravity drainage |
| CN104033125A (en) * | 2014-06-11 | 2014-09-10 | 昆山艾蓓蓓阀门有限公司 | Double-wellhead device applicable to 26-inch conduit |
| RU2531667C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Wellhead split sealer |
| US11585182B1 (en) * | 2021-11-18 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Casing head support unit (CHSU) design for life cycle well integrity assurance |
| RU221494U1 (en) * | 2023-07-13 | 2023-11-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Гусар Новые Технологии" | Adaptive friction suspension for connecting two bodies |
-
2005
- 2005-01-18 RU RU2005101017/03A patent/RU2269641C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102287156A (en) * | 2011-08-05 | 2011-12-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | Concentric pipe wellhead device for exploiting thickened oil through steam assisted gravity drainage |
| RU2531667C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Wellhead split sealer |
| CN104033125A (en) * | 2014-06-11 | 2014-09-10 | 昆山艾蓓蓓阀门有限公司 | Double-wellhead device applicable to 26-inch conduit |
| CN104033125B (en) * | 2014-06-11 | 2016-08-03 | 昆山艾蓓蓓阀门有限公司 | A kind of double-wellhead device being applicable to 26 inch conduit |
| US11585182B1 (en) * | 2021-11-18 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Casing head support unit (CHSU) design for life cycle well integrity assurance |
| RU221494U1 (en) * | 2023-07-13 | 2023-11-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Гусар Новые Технологии" | Adaptive friction suspension for connecting two bodies |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4304310A (en) | Drilling head | |
| US6851478B2 (en) | Y-body Christmas tree for use with coil tubing | |
| US8960276B2 (en) | Wellhead seal device to seal casing | |
| US4293047A (en) | Drilling head | |
| US4480703A (en) | Drilling head | |
| RU2369721C2 (en) | Adapter of blowout preventer stuffing box | |
| US3965977A (en) | Control line exiting coupling | |
| US4552213A (en) | Wellhead apparatus | |
| NO792666L (en) | CONTROL SYSTEM FOR USE IN A BROWN HOLE. | |
| US5605194A (en) | Independent screwed wellhead with high pressure capability and method | |
| RU2269641C1 (en) | Wellhead equipment (variants) | |
| US5577556A (en) | Unitary diversionary-tubing hanger and energizable rod seal | |
| RU177300U1 (en) | LINING Casing | |
| RU174332U1 (en) | Wellhead rotary sealant | |
| RU129549U1 (en) | WELL MOUNTAIN EQUIPMENT | |
| RU2485280C1 (en) | Equipment of well head with parallel pipe suspension | |
| RU2230177C1 (en) | Device for binding casing columns on well mouth (variants) | |
| RU2311525C2 (en) | Tubing-casing annulus sealing device | |
| RU2348791C2 (en) | Column head | |
| CN209083249U (en) | A kind of split type oil pipe self-sealing blowout preventer | |
| RU2428556C1 (en) | Well swivel | |
| CN205778688U (en) | Combustion soaking/fireflood Casing head of borehole | |
| RU2171357C2 (en) | Device of wellhead equipment | |
| AU2014290754A1 (en) | Top entry wireline apparatus and methods | |
| RU2784260C1 (en) | Connector for a flexible pipe with the bottom-hole equipment |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170119 |