RU2274728C1 - Well head sealing device - Google Patents
Well head sealing device Download PDFInfo
- Publication number
- RU2274728C1 RU2274728C1 RU2004133785/03A RU2004133785A RU2274728C1 RU 2274728 C1 RU2274728 C1 RU 2274728C1 RU 2004133785/03 A RU2004133785/03 A RU 2004133785/03A RU 2004133785 A RU2004133785 A RU 2004133785A RU 2274728 C1 RU2274728 C1 RU 2274728C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sealing element
- hydraulic
- sealing
- housing
- working
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья скважины при проведении работ, связанных с выполнением спуско-подъемных операций с колонной бурильных труб и ее вращением ведущей трубой.The invention relates to equipment for sealing the wellhead during work associated with the implementation of hoisting operations with the drill pipe string and its rotation with the lead pipe.
Известно устройство герметизации устья скважины (RU 2142552 С1, МПК6 Е 21 В 33/03, опубл.10.12.1999), содержащее корпус с центральным сквозным каналом для пропуска труб бурильной колонны и присоединительными фланцами, герметизирующую вставку с уплотнителем ведущей бурильной трубы квадратного сечения, состоящую из статора и ротора с возможностью взаимного вращения [1].A wellhead sealing device is known (RU 2142552 C1, IPC 6 E 21 B 33/03, publ. 10.12.1999), comprising a body with a central through channel for passing drill pipe and connecting flanges, a sealing insert with a square drill pipe sealant consisting of a stator and a rotor with the possibility of mutual rotation [1].
Недостатком известного устройства является ограниченность его эксплуатационных возможностей, обусловленная тем, что:A disadvantage of the known device is the limited operational capabilities due to the fact that:
- уплотнитель ведущей бурильной трубы квадратного сечения может герметизировать только один ее типоразмер. Поэтому для герметизации ведущих бурильных труб с другими размерами квадратного сечения необходимо иметь в комплекте сменных частей либо дополнительные герметизирующие вставки с уплотнителями, имеющими различные размеры квадратного отверстии, либо несколько уплотнителей с различными размерами квадратного отверстия;- the seal of the lead drill pipe square cross-section can seal only one of its size. Therefore, for sealing leading drill pipes with other sizes of square section, it is necessary to have in the set of replaceable parts either additional sealing inserts with gaskets having different sizes of the square hole, or several gaskets with different sizes of the square hole;
- уплотнителем ведущей бурильной трубы квадратного сечения невозможно герметизировать трубы бурильной колонны круглого сечения, что по аналогии с вышесказанным требует наличия в комплекте сменных частей дополнительных герметизирующих вставок с уплотнителями круглого сечения различного диаметра или несколько уплотнителей круглого сечения различного диаметра.- it is impossible to seal round drill pipe pipes with a square drill pipe sealant, which, by analogy with the above, requires the presence of additional sealing inserts with round gaskets of various diameters or several round gaskets of various diameters in the kit.
Тем самым за счет расширения комплекта сменных частей увеличивается стоимость известного устройства, а необходимость переналадки известного устройства, связанная с переустановкой либо самой герметизирующей вставки, либо уплотнителей в ней, увеличивает затраты по эксплуатации.Thus, by expanding the set of interchangeable parts, the cost of the known device increases, and the need for readjustment of the known device, associated with the reinstallation of either the sealing insert itself or the seals in it, increases operating costs.
Кроме этого, установка герметизирующей вставки при эксплуатации известного устройства перед проведением технологических операций характеризуется повышенной трудоемкостью.In addition, the installation of the sealing insert during operation of the known device before carrying out technological operations is characterized by increased complexity.
К тому же, устройство ненадежно в эксплуатации, поскольку постоянный контакт уплотнителя, поджатого разрезной шайбой к наружной поверхности ведущей трубы бурильной колонны, вызывает ее повышенный износ при спусках и подъемах ведущей трубы. Это чревато потерей герметичности в контакте ведущей трубы с уплотнителем и при повышении давления на устье скважины может привести к переливам раствора или нефтегазопроявлению. Вместе с тем ненадежность работы известного устройства обусловлена также и тем, что нижний замок ведущей бурильной трубы, наружный диаметр которого не менее размера диагонали ее квадратного сечения, не сможет пройти через разрезную шайбу с отверстием под квадрат. Поэтому возможна ситуация, когда в процессе подъема колонны бурильных труб на ведущей трубе из-за ошибки бурильщика, производящего подъем на повышенной скорости и вовремя не затормозившего лебедку, нижний замок ведущей трубы при подъеме упрется в разрезную шайбу. Поскольку от вертикальных перемещений статор герметизирующей вставки закреплен в корпусе выдвижными упорами, ротор закреплен в статоре, а разрезная шайба жестко соединена с ротором, то удар снизу торцом нижнего замка ведущей трубы в разрезную шайбу может вызвать поломку деталей и узлов известного устройства.In addition, the device is unreliable in operation, since the constant contact of the seal, pressed by a split washer to the outer surface of the drill pipe leading pipe, causes its increased wear during descents and rises of the pipe. This is fraught with loss of tightness in the contact of the lead pipe with the sealant and, with increasing pressure at the wellhead, can lead to overflow of the solution or oil and gas manifestation. However, the unreliability of the known device is also due to the fact that the lower lock of the lead drill pipe, the outer diameter of which is not less than the diagonal size of its square section, cannot pass through the split washer with a square hole. Therefore, a situation is possible when during the lifting of the drill pipe string on the lead pipe due to the error of the driller, lifting at an increased speed and not braking the winch in time, the lower lock of the lead pipe will rest against the split washer when lifting. Since, from vertical movements, the stator of the sealing insert is fixed in the housing by retractable stops, the rotor is fixed in the stator, and the split washer is rigidly connected to the rotor, a lower impact from the bottom of the bottom lock of the drive pipe into the split washer can cause damage to parts and assemblies of the known device.
Известна устьевая герметизирующая головка (RU 2068488 С1, МПК6 Е 21 В 33/06, включающая:Known wellhead sealing head (RU 2068488 C1, IPC 6 E 21 V 33/06, including:
- полый цилиндрический корпус с центральным сквозным каналом для пропуска труб с технологическим оборудованием;- a hollow cylindrical body with a central through channel for passing pipes with technological equipment;
- герметизирующий элемент, установленный в корпусе на опоре вращения в виде упорного шарикового подшипника в нижнем съемном фланце;- a sealing element mounted in the housing on a rotation support in the form of a thrust ball bearing in the lower removable flange;
- рабочую гидравлическую камеру, образованную нижней кольцевой полостью между корпусом и герметизирующим элементом;- a working hydraulic chamber formed by a lower annular cavity between the housing and the sealing element;
- камеру регулировки поджатия герметизирующего элемента к трубе, образованную верхней полостью корпуса и поршнем, связанным с герметизирующим элементом;- a chamber for adjusting the compression of the sealing element to the pipe, formed by the upper cavity of the housing and the piston associated with the sealing element;
- гидравлические каналы с рабочим агентом, связывающие рабочую гидравлическую камеру и камеру регулировки поджатия с нагнетательным насосом.- hydraulic channels with a working agent, connecting the working hydraulic chamber and the compression control chamber with the discharge pump.
К недостаткам известного устройства следует отнести повышенную трудоемкость эксплуатации, связанную:The disadvantages of the known device include the increased complexity of operation associated with:
- с тем, что для замены изношенного герметизирующего элемента необходим полный демонтаж устройства с устья, демонтаж съемного нижнего фланца и слив рабочего агента из обеих камер;- so that to replace a worn sealing element, it is necessary to completely dismantle the device from the mouth, dismantle the removable bottom flange and drain the working agent from both chambers;
- с необходимостью использования при работе дополнительных устройств (насосной установки или пневмогидроаккумулятора, а также соединительных трубопроводов) для подачи и распределения рабочей жидкости в рабочую камеру и камеру возврата, причем для безотказной работы этих устройств необходим рабочий агент высокой степени очистки;- with the need to use during operation of additional devices (pumping unit or pneumatic accumulator, as well as connecting pipelines) for supplying and distributing the working fluid to the working chamber and return chamber, and for the trouble-free operation of these devices, a high-purity working agent is required;
- с необходимостью присоединения и отсоединения трубопроводов и насосной установки или пневмогидроаккумулятора при монтаже и демонтаже устройства;- with the need to connect and disconnect pipelines and a pumping unit or pneumatic accumulator during installation and dismantling of the device;
- со сложностью управления при эксплуатации, вызванной необходимостью установления баланса подбором давлений в камере возврата и рабочей гидравлической камере относительно давления на устье скважины с помощью пневмогидроаккумуляторов или контрольно-распределительной гидроаппаратуры, не обладающих достаточной гибкостью подачи давления;- with the complexity of control during operation, caused by the need to establish a balance by selecting the pressures in the return chamber and the working hydraulic chamber relative to the pressure at the wellhead with the help of pneumatic accumulators or control and distribution hydraulic equipment that do not have sufficient pressure supply flexibility;
- сложностью разборки и сборки устройства.- the complexity of disassembling and assembling the device.
Кроме того, известное устройство обладает низкой надежностью работы вследствие того, что его конструкция не обеспечивает автоматической регулировки усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе в зависимости от давления на устье скважины, которое необходимо устанавливать путем подбора определенного баланса давлений рабочего агента в камерах относительно давления на устье скважины. Поэтому при изменении давления на устье скважины, которое может изменяться и скачкообразно, возможна ситуация, когда давление в рабочей гидравлической камере будет меньше давления на устье скважины, в результате чего герметичность в контакте герметизирующего элемента и трубы будет нарушена и произойдет прорыв скважинных флюидов. В ситуации, когда давление в рабочей гидравлической камере будет значительно превосходить давление на устье скважины, возможен интенсивный износ рабочей поверхности герметизирующего элемента в процессе работы, что приведет к его разрушению, потере герметичности и прорыву скважинных флюидов с возможным переходом в нефтегазопроявление и открытый фонтан.In addition, the known device has low reliability due to the fact that its design does not automatically adjust the pressure of the sealing element to the pipe depending on the pressure at the wellhead, which must be set by selecting a certain balance of pressure of the working agent in the chambers relative to the pressure at the wellhead . Therefore, when the pressure at the wellhead changes, which can change abruptly, a situation is possible when the pressure in the working hydraulic chamber is less than the pressure at the wellhead, as a result of which the tightness in the contact between the sealing element and the pipe will be broken and the well fluids will break. In a situation where the pressure in the working hydraulic chamber will significantly exceed the pressure at the wellhead, intense wear of the working surface of the sealing element during operation is possible, which will lead to its destruction, loss of tightness and breakthrough of well fluids with a possible transition to an oil and gas manifestation and an open fountain.
Аналогичный интенсивный износ рабочей поверхности герметизирующего элемента будет происходить также и при спуске или подъеме колонны труб под давлением, когда при проходе через герметизирующий элемент замкового соединения с диаметром, превышающим диаметр трубы, давление в рабочей гидравлической камере, а следовательно, и усилие обжима наружной поверхности замкового соединения будут значительно возрастать, что обусловлено отсутствием возможности перетока рабочего агента из рабочей гидравлической камеры и очень малой сжимаемостью жидкостей.Similar intensive wear of the working surface of the sealing element will also occur during the descent or lifting of the pipe string under pressure, when, when passing through the sealing element of the castle connection with a diameter exceeding the diameter of the pipe, the pressure in the working hydraulic chamber, and therefore the crimping force of the outer surface of the castle the connections will increase significantly, due to the lack of the possibility of overflow of the working agent from the working hydraulic chamber and very low compressibility fluids.
Низкая надежность работы известного устройства обусловлена также и тем, что нижний упорный подшипник находится вне корпуса и ввиду этого не защищен от воздействия скважинного флюида, содержащего твердую фазу, в результате чего возможен интенсивный абразивный износ тел и дорожек качения подшипника с последующей заклинкой герметизирующего элемента при вращении, что приведет к его разрушению, потере герметичности и прорыву скважинных флюидов с возможным переходом в нефтегазопроявление и открытый фонтан.The low reliability of the known device is also due to the fact that the lower thrust bearing is located outside the housing and therefore is not protected from the effects of the borehole fluid containing a solid phase, as a result of which intensive abrasive wear of the bodies and raceways of the bearing is possible with subsequent sealing of the sealing element during rotation , which will lead to its destruction, loss of tightness and breakthrough of well fluids with a possible transition to oil and gas development and an open fountain.
Известное устройство обладает повышенным габаритом по высоте ввиду наличия в конструкции камеры возврата с кольцевым поршнем и съемного фланца, что увеличивает эксплуатационные затраты, так как повышает затраты на монтаж буровой установки, во взаимодействии с которой будет использоваться известное устройство. Это обусловлено тем, что для удобства эксплуатации известного устройства при спуско-подъемных операциях необходим монтаж дополнительных оснований под буровую установку или монтаж дополнительных подмостков для обслуживающего персонала на вышечном блоке вокруг устья.The known device has an increased height dimension due to the presence in the design of the return chamber with an annular piston and a removable flange, which increases operating costs, as it increases the cost of installing a drilling rig, in conjunction with which the known device will be used. This is due to the fact that for the convenience of operation of the known device during hoisting operations, it is necessary to install additional bases for the drilling rig or to install additional scaffolds for maintenance personnel on the tower block around the mouth.
И, наконец, известное устройство обладает сложной конструкцией ввиду наличия камеры возврата с кольцевым поршнем, введение которой в конструкцию функционально не оправдано, так как:And finally, the known device has a complex design due to the presence of a return chamber with an annular piston, the introduction of which into the design is not functionally justified, since:
- уменьшение контактного давления между герметизирующим элементом и трубой и, следовательно, усилия обжатия трубы можно обеспечить уменьшением давления в рабочей гидравлической камере;- reducing the contact pressure between the sealing element and the pipe and, therefore, the compression efforts of the pipe can be achieved by reducing the pressure in the working hydraulic chamber;
- возврат герметизирующего элемента в исходное состояние после уменьшения давления в рабочей гидравлической камере может быть обеспечен за счет упругих свойств эластичного материала герметизирующего элемента.- the return of the sealing element to its original state after reducing the pressure in the working hydraulic chamber can be achieved due to the elastic properties of the elastic material of the sealing element.
Таким образом, известное устройство обладает повышенной трудоемкостью эксплуатации, низкой надежностью, повышенными эксплуатационными затратами и сложной конструкцией.Thus, the known device has an increased complexity of operation, low reliability, increased operating costs and complex design.
Задачей изобретения является создание устройства для герметизации устья скважины, лишенного перечисленных недостатков.The objective of the invention is to provide a device for sealing the wellhead, devoid of the above disadvantages.
Техническим результатом решения этой задачи является снижение трудоемкости эксплуатации, повышение надежности работы, снижение эксплуатационных затрат и упрощение конструкции и, как следствие, повышение надежности герметизации устья скважины при проведении работ, связанных с выполнением спуско-подъемных операций с колонной бурильных труб и ее вращением ведущей трубой.The technical result of solving this problem is to reduce the complexity of the operation, increase the reliability, reduce operating costs and simplify the design and, as a result, increase the reliability of the sealing of the wellhead during work associated with hoisting operations with the drill pipe string and its rotation with the lead pipe .
Для обеспечения этих результатов заявляемое устройство для герметизации устья скважины, включающее:To ensure these results, the inventive device for sealing the wellhead, including:
- полый цилиндрический корпус с верхним и нижним фланцами, в которых выполнены расточки, и центральным сквозным каналом для пропуска труб с технологическим оборудованием;- a hollow cylindrical body with upper and lower flanges in which the bores are made, and a central through channel for the passage of pipes with technological equipment;
- ротор, установленный в корпусе на опорах вращения и содержащий герметизирующий элемент и элементы его соединения с ротором в виде верхней и нижней втулок, взаимодействующих с опорами вращения и расточками корпуса;- a rotor mounted in the housing on the bearings of rotation and containing a sealing element and elements of its connection with the rotor in the form of upper and lower bushings interacting with the bearings and rotation of the housing;
- рабочую гидравлическую камеру в виде кольцевой полости между корпусом и герметизирующим элементом, заполненную рабочим агентом;- a working hydraulic chamber in the form of an annular cavity between the housing and the sealing element, filled with a working agent;
- узел регулирования величины усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе, гидравлически связанный с рабочей гидравлической камерой;- a node for controlling the magnitude of the preload of the sealing element to the pipe, hydraulically connected to the working hydraulic chamber;
- гидравлические каналы;- hydraulic channels;
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮACCORDING TO THE INVENTION
- дополнительно содержит узел выравнивания давлений между рабочей гидравлической камерой и стволом скважины, установленный на корпусе между фланцами и выполненный в виде гидроцилиндра с подпружиненным поршнем, разделяющим гидроцилиндр на две полости, одна из которых гидравлически связана с рабочей гидравлической камерой, а другая полость связана гидравлическим каналом с запорным краном и сквозным отверстием, выполненным в нижнем фланце от наружной поверхности до расточки, со стволом скважины;- additionally contains a pressure balancing unit between the working hydraulic chamber and the wellbore mounted on the housing between the flanges and made in the form of a hydraulic cylinder with a spring-loaded piston dividing the hydraulic cylinder into two cavities, one of which is hydraulically connected to the working hydraulic chamber, and the other cavity is connected by a hydraulic channel with a stopcock and a through hole made in the lower flange from the outer surface to the bore, with a wellbore;
- узел регулирования величины усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе выполнен в виде гидроцилиндра с поршнем, оснащенным механизмом перемещения, например в виде винтового привода;- the control unit of the magnitude of the preload of the sealing element to the pipe is made in the form of a hydraulic cylinder with a piston equipped with a movement mechanism, for example in the form of a screw drive;
- герметизирующий элемент выполнен из двух коаксиально расположенных элементов - наружной кольцевой диафрагмы и внутреннего сменного уплотнителя;- the sealing element is made of two coaxially arranged elements - the outer annular diaphragm and the inner removable seal;
- расточки корпуса снабжены уплотнительными элементами, взаимодействующими с верхней и нижней втулками ротора.- the body bores are equipped with sealing elements interacting with the upper and lower rotor bushings.
На чертеже показан общий вид заявляемого устройства (запорный кран в положении "Открыто").The drawing shows a General view of the inventive device (stopcock in the "Open" position).
Заявляемое устройство герметизации устья скважины содержит полый цилиндрический корпус 1 с верхним 2 и нижним 3 с расточкой 4 фланцами и центральным сквозным каналом 5 для пропуска труб 6 с технологическим оборудованием. В корпусе 1 на опорах вращения 7 установлен ротор 8, содержащий герметизирующий элемент 9 и элементы его соединения с ротором 8 в виде верхней 10 и нижней 11 втулок, взаимодействующих с опорами вращения 7 и расточками корпуса 4.The inventive device for sealing the wellhead comprises a hollow cylindrical body 1 with upper 2 and lower 3 with a bore 4 flanges and a central through channel 5 for passing pipes 6 with technological equipment. In the housing 1, on the rotation supports 7, a rotor 8 is installed, containing a sealing element 9 and elements of its connection with the rotor 8 in the form of an upper 10 and a lower 11 bushings interacting with the rotation supports 7 and the bores of the housing 4.
Герметизирующий элемент 9 выполнен из двух коаксиально расположенных элементов - наружной кольцевой диафрагмы 12 и внутреннего сменного уплотнителя 13 и в сочетании с полостью 14 корпуса 1 образует рабочую гидравлическую камеру 15 в виде кольцевой полости, заполненной рабочим агентом и гидравлически связанной с полостью 14 каналом 16, выполненным в роторе 8.The sealing element 9 is made of two coaxially arranged elements - the outer annular diaphragm 12 and the internal removable seal 13 and in combination with the cavity 14 of the housing 1 forms a working hydraulic chamber 15 in the form of an annular cavity filled with a working agent and hydraulically connected to the cavity 14 with a channel 16 made in rotor 8.
Узел регулирования 17 величины усилия поджатия герметизирующего элемента 9 к трубе 6 выполнен в виде гидроцилиндра 18 с поршнем 19, оснащенным механизмом перемещения, например в виде винтового привода 20. Поршневая полость 21 гидроцилиндра 18 гидравлически связана с полостью 14 корпуса 1 и, соответственно, с рабочей гидравлической камерой 15 каналом 22, выполненным в стенке корпуса 1, и каналом 16.The control unit 17 of the magnitude of the preload of the sealing element 9 to the pipe 6 is made in the form of a hydraulic cylinder 18 with a piston 19 equipped with a movement mechanism, for example in the form of a screw drive 20. The piston cavity 21 of the hydraulic cylinder 18 is hydraulically connected to the cavity 14 of the housing 1 and, accordingly, to the working hydraulic chamber 15 channel 22, made in the wall of the housing 1, and channel 16.
Узел выравнивания давлений 23 между рабочей гидравлической камерой 15 и стволом скважины 24, установленный на корпусе 1 между фланцами 2 и 3, выполнен в виде гидроцилиндра 25 с поршнем 26, разделяющим гидроцилиндр 25 на две полости 27 и 28, в которых установлены пружины 29 и 30, удерживающие поршень 26 в исходном положении, например в середине гидроцилиндра 25. Полость 27 гидравлически связана с полостью 14 корпуса 1 и, соответственно, с рабочей гидравлической камерой 15 каналом 31, выполненным в стенке корпуса 1, и каналом 16. А полость 28 гидравлически связана с полостью скважины 24 гидравлическим каналом 32 с запорным краном 33 и сквозным отверстием 34, выполненным в нижнем фланце 3 от наружной поверхности до расточки 4.The pressure balancing assembly 23 between the working hydraulic chamber 15 and the wellbore 24, mounted on the housing 1 between the flanges 2 and 3, is made in the form of a hydraulic cylinder 25 with a piston 26 separating the hydraulic cylinder 25 into two cavities 27 and 28, in which the springs 29 and 30 are installed holding the piston 26 in its initial position, for example in the middle of the hydraulic cylinder 25. The cavity 27 is hydraulically connected to the cavity 14 of the housing 1 and, accordingly, to the working hydraulic chamber 15 by a channel 31 made in the wall of the housing 1 and a channel 16. And the cavity 28 is hydraulically connected from the cavity of the well 24 with a hydraulic channel 32 with a shut-off valve 33 and a through hole 34 made in the lower flange 3 from the outer surface to the bore 4.
Крепление ротора 8 с опорами вращения 7, кольцевой диафрагмой 12, втулками 10 и 11 в корпусе 1 осуществляется резьбовой втулкой 35, в которой выполнена расточка 36, аналогичная расточке 4. В расточках 4 и 36 установлены уплотнительные элементы 37, взаимодействующие с верхней 10 и нижней 11 втулками ротора 8. Герметизация резьбового соединения гайки 35 с корпусом 1 осуществляется уплотнительным элементом 38, а крепление сменного уплотнителя 13 между втулками 10 и 11 осуществляется резьбовой втулкой 39.The rotor 8 is mounted with rotation bearings 7, an annular diaphragm 12, bushings 10 and 11 in the housing 1 by a threaded sleeve 35 in which a bore 36 is made, similar to the bore 4. In the bores 4 and 36, sealing elements 37 are installed, interacting with the upper 10 and lower 11 by the rotor bushings 8. The threaded connection of the nut 35 to the housing 1 is sealed by the sealing element 38, and the replacement seal 13 is fastened between the bushings 10 and 11 by the threaded sleeve 39.
Контроль давления в рабочей гидравлической камере 15 осуществляется манометром 40, установленным на гидроцилиндре 18, а контроль давления в полости скважины 24 осуществляется манометром 41, установленным на гидравлическом канале 32 после сквозного отверстия 34 и перед запорным краном 33. В кольцевых канавках, выполненных на нижнем фланце 3 корпуса 1 и верхнем фланце 42 устьевого оборудования, установлены уплотнительные кольца 43.The pressure in the working hydraulic chamber 15 is controlled by a pressure gauge 40 mounted on the hydraulic cylinder 18, and the pressure in the cavity of the well 24 is controlled by a pressure gauge 41 mounted on the hydraulic channel 32 after the through hole 34 and before the shut-off valve 33. In the annular grooves made on the lower flange 3 housing 1 and the upper flange 42 of the wellhead equipment, the sealing rings 43 are installed.
Заявляемое устройство герметизации устья скважины работает следующим образом.The inventive device for sealing the wellhead works as follows.
В положении, показанном на чертеже, устройство устанавливается нижним фланцем 3 на верхний фланец 42 устьевого оборудования и закрепляется шпильками. При этом герметичность монтажа достигается уплотнительным кольцом 43. Через центральный сквозной канал 5 корпуса 1 осуществляют спуск или подъем труб 6 с технологическим оборудованием. После присоединения ведущей трубы (не показана) к колонне бурильных труб 6 осуществляют различные технологические операции, в том числе вращение, спуск или подъем колонны бурильных труб 6 на ведущей трубе, а также промывку ствола скважины 24.In the position shown in the drawing, the device is installed by the lower flange 3 on the upper flange 42 of the wellhead equipment and secured with studs. In this case, the tightness of the installation is achieved by the sealing ring 43. Through the central through channel 5 of the housing 1, the pipes 6 are lowered or lifted with technological equipment. After attaching a lead pipe (not shown) to the drill pipe string 6, various technological operations are performed, including rotating, lowering or raising the drill pipe string 6 on the lead pipe, as well as flushing the wellbore 24.
Герметизацию устья скважины 24 в случае повышения давления и перелива раствора осуществляют узлом регулирования 17 величины усилия поджатия герметизирующего элемента 9 к трубе 6, для чего винтовым приводом 20 перемещают поршень 19. При этом рабочий агент из полости 21 гидроцилиндра 18 поступает через канал 22 в полость 14 корпуса 1, а оттуда через канал 16 в роторе 8 в рабочую гидравлическую камеру 15. В результате расширения гидравлической камеры 15 герметизирующий элемент 9, упруго деформируясь, охватывает трубу 6 или ведущую трубу, перекрывая возможность перелива раствора через заявляемое устройство ввиду отсутствия зазора между трубой 6 и герметизирующим элементом 9. Таким образом, достигается первоначальная герметизация устья скважины 24, после чего давление в рабочей гидравлической камере 15 начнет возрастать благодаря узлу выравнивания давлений 23 между рабочей гидравлической камерой 15 и стволом скважины 24. Это осуществляется поступлением раствора из скважины 24 через сквозное отверстие 34 и гидравлический канал 32 в полость 28 гидроцилиндра 25 и воздействием давления от раствора на поршень 26. Поршень 26, перемещаясь к корпусу 1, будет вытеснять рабочий агент из полости 27 гидроцилиндра 25 через канал 31, полость 14 и канал 16 в рабочую гидравлическую камеру 15, автоматически выравнивая давление в последней с давлением в скважине 24, что контролируется равенством показаний манометров 40 и 41. Таким образом, усилие обжима в контакте сменного уплотнителя 13 с трубой 6 будет автоматически, без участия обслуживающего персонала и ручного регулирования баланса давлений, одновременно изменяться пропорционально величине изменения давления в скважине 24, чем достигается по сравнению с прототипом как повышение надежности работы заявляемого устройства, так и снижение трудоемкости его эксплуатации.Sealing the wellhead 24 in the event of an increase in pressure and overfilling of the solution is carried out by the control unit 17 of the magnitude of the preload force of the sealing element 9 to the pipe 6, for which the piston 19 is moved by a screw drive 20. The working agent from the cavity 21 of the hydraulic cylinder 18 enters through the channel 22 into the cavity 14 case 1, and from there through the channel 16 in the rotor 8 into the working hydraulic chamber 15. As a result of the expansion of the hydraulic chamber 15, the sealing element 9, elastically deformed, covers the pipe 6 or the lead pipe, blocking the possible the overflow of solution through the inventive device due to the absence of a gap between the pipe 6 and the sealing element 9. Thus, the initial sealing of the wellhead 24 is achieved, after which the pressure in the working hydraulic chamber 15 will begin to increase due to the pressure balancing unit 23 between the working hydraulic chamber 15 and the wellbore 24. This is done by the flow of the solution from the well 24 through the through hole 34 and the hydraulic channel 32 into the cavity 28 of the hydraulic cylinder 25 and the pressure from the solution n piston 26. The piston 26, moving to the housing 1, will displace the working agent from the cavity 27 of the hydraulic cylinder 25 through the channel 31, the cavity 14 and the channel 16 into the working hydraulic chamber 15, automatically equalizing the pressure in the latter with the pressure in the well 24, which is controlled by the equality of readings manometers 40 and 41. Thus, the crimping force in the contact of the replaceable seal 13 with the pipe 6 will automatically, without the participation of maintenance personnel and manual adjustment of the pressure balance, simultaneously change in proportion to the magnitude of the pressure change there is 24 wells, which is achieved in comparison with the prototype as improving the reliability of the inventive device, and reducing the complexity of its operation.
При спуско-подъемных операциях с колонной труб 6 при давлении на устье замковое соединение 44, будучи по диаметру больше диаметра труб 6, при проходе через заявляемое устройство воздействует на герметизирующий элемент 9, увеличивая его внутренний диаметр и уменьшая объем рабочей гидравлической камеры 15. При этом рабочий агент вытесняется из последней через канал 16 в полость 14 корпуса 1, откуда через канал 31 поступает в полость 27 узла выравнивания давлений 23, перемещая поршень 26. Он вытесняет скважинный флюид из полости 28 через гидравлический канал 32 и сквозное отверстие 34 в ствол скважины 24, автоматически уменьшая и выравнивая давление в рабочей гидравлической камере 15 с давлением в скважине 24. Тем самым обеспечивается уменьшение износа сменного уплотнителя 13, что повышает его долговечность и увеличивает надежность работы заявляемого устройства. После прохода замкового соединения 44 процесс восстановления давления в рабочей гидравлической камере 15 автоматически повторяется в обратном порядке.During tripping operations with a string of pipes 6 at a pressure on the mouth, the locking joint 44, being larger in diameter than the diameter of the pipes 6, when passing through the inventive device acts on the sealing element 9, increasing its inner diameter and reducing the volume of the working hydraulic chamber 15. At the same time the working agent is displaced from the latter through the channel 16 into the cavity 14 of the housing 1, from where through the channel 31 it enters the cavity 27 of the pressure equalization unit 23, moving the piston 26. It displaces the borehole fluid from the cavity 28 through the hydraulic the channel 32 and the through hole 34 into the wellbore 24, automatically reducing and equalizing the pressure in the working hydraulic chamber 15 with the pressure in the well 24. This ensures the wear of the replaceable seal 13, which increases its durability and increases the reliability of the inventive device. After the passage of the lock connection 44, the process of pressure restoration in the working hydraulic chamber 15 is automatically repeated in the reverse order.
После герметизации устья скважины 24 осуществляют технологические работы в ее стволе с перемещением колонны труб на ведущей трубе, промывку скважины 24 и при необходимости вращение ведущей трубы, которая, будучи обжата герметизирующим элементом 9, увлекает его за собой во вращение. А поскольку герметизирующий элемент 9 связан втулками 9 и 10 с ротором 8, последний, установленный в корпусе 1 на опорах вращения 7, также начинает вращаться. Благодаря тому что опоры вращения 7 отделены от воздействия внешней среды, а именно атмосферы сверху и скважинных флюидов снизу, уплотнительными элементами 37 и 38 и находятся в полости 14 корпуса 1, заполненной рабочим агентом, в качестве которого, как правило, используются машинные масла, они будут постоянно смазываться и охлаждаться, не подвергаясь по сравнению с прототипом воздействию скважинных флюидов и абразивному износу. Тем самым исключается повышенный износ опор вращения 7 и возможность их заклинки при работе, чем предотвращается преждевременный износ и разрушение герметизирующего элемента 9 при работе и повышается надежность работы заявляемого устройства. При этом рабочий агент не будет смешиваться со скважинным флюидом, так как поршень 26 является разделителем этих жидкостей, чем предотвращается загрязнение рабочего агента твердой фазой скважинных флюидов.After sealing the wellhead 24, technological work is carried out in its wellbore with the movement of the pipe string on the lead pipe, flushing of the well 24 and, if necessary, rotation of the lead pipe, which, being compressed by the sealing element 9, carries it along with it. And since the sealing element 9 is connected by bushings 9 and 10 to the rotor 8, the latter, installed in the housing 1 on the bearings 7, also starts to rotate. Due to the fact that the rotation bearings 7 are separated from the external environment, namely the atmosphere from above and the borehole fluids from below, by the sealing elements 37 and 38 and are located in the cavity 14 of the housing 1 filled with a working agent, which, as a rule, uses machine oils, they will be constantly lubricated and cooled, without being subjected to borehole fluids and abrasive wear in comparison with the prototype. This eliminates the increased wear of the bearings 7 and the possibility of their spells during operation, which prevents premature wear and destruction of the sealing element 9 during operation and increases the reliability of the inventive device. In this case, the working agent will not be mixed with the well fluid, since the piston 26 is a separator of these fluids, thereby preventing contamination of the working agent with the solid phase of the well fluids.
При чрезмерно малом давлении на устье скважины 24 возможна ситуация, когда этого давления будет недостаточно для надежного обжима трубы 6 герметизирующим элементом 9 и в контакте между ними могут появиться зазоры, через которые возможен переток скважинного флюида. В этом случае кран 33 закрывают, исключая воздействие давления из скважины 24 на рабочий агент в рабочей гидравлической камере 15, и вращением винтового привода 20 перемещают поршень 19, увеличивая давление в рабочей гидравлической камере 15 и усилие обжима трубы 6 герметизирующим элементом 9, что исключает возможность перетока скважинного флюида.If the pressure at the wellhead 24 is excessively low, it is possible that this pressure will not be sufficient to securely crimp the pipe 6 with the sealing element 9 and gaps may appear in contact between them, through which overflow of the well fluid is possible. In this case, the valve 33 is closed, excluding the effect of pressure from the well 24 on the working agent in the working hydraulic chamber 15, and the piston 19 is moved by rotating the screw drive 20, increasing the pressure in the working hydraulic chamber 15 and the compression force of the pipe 6 by the sealing element 9, which eliminates the possibility downhole fluid flow.
После проведения работ в скважине давление в рабочей гидравлической камере 15 сбрасывается путем вращения винтового привода 20 в обратную сторону и контролируется по манометру. При этом герметизирующий элемент 9 благодаря упругим свойствам материалов диафрагмы 12 и уплотнителя 13 возвращается в исходное положение, открывая центральный сквозной канал 5 корпуса 1 для пропуска труб 6 с технологическим оборудованием корпуса. При этом поршень 26 благодаря наличию пружин 29 и 30 возвращается в исходное среднее положение.After carrying out work in the well, the pressure in the working hydraulic chamber 15 is released by rotating the screw drive 20 in the opposite direction and is controlled by a manometer. In this case, the sealing element 9 due to the elastic properties of the materials of the diaphragm 12 and the seal 13 is returned to its original position, opening the Central through channel 5 of the housing 1 for the passage of pipes 6 with the technological equipment of the housing. In this case, the piston 26 due to the presence of the springs 29 and 30 returns to its original middle position.
В случае необходимости замены изношенного сменного уплотнителя 13 вывинчивают резьбовую втулку 39 и демонтируют его. При этом диафрагма 12, будучи герметично установленной между втулками 10 и 11, не позволяет вытекать рабочему агенту из рабочей гидравлической камеры 15, что по сравнению с прототипом значительно уменьшает эксплуатационные затраты. Этому же способствует и упрощение конструкции заявляемого устройства благодаря отсутствию камеры возврата с кольцевым поршнем и съемного фланца, демонтаж которых необходим в прототипе при замене изношенного герметизирующего элемента. Одновременно отсутствие этих узлов в заявляемом устройстве при прочих равных условиях уменьшает его габарит по высоте, что сокращает эксплуатационные затраты.If necessary, replace the worn replacement seal 13 unscrew the threaded sleeve 39 and dismantle it. Moreover, the diaphragm 12, being hermetically installed between the bushings 10 and 11, does not allow the working agent to flow out of the working hydraulic chamber 15, which compared with the prototype significantly reduces operating costs. This also contributes to the simplification of the design of the claimed device due to the lack of a return chamber with an annular piston and a removable flange, the dismantling of which is necessary in the prototype when replacing a worn sealing element. At the same time, the absence of these nodes in the inventive device, ceteris paribus, reduces its overall height, which reduces operating costs.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004133785/03A RU2274728C1 (en) | 2004-11-18 | 2004-11-18 | Well head sealing device |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004133785/03A RU2274728C1 (en) | 2004-11-18 | 2004-11-18 | Well head sealing device |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2274728C1 true RU2274728C1 (en) | 2006-04-20 |
Family
ID=36608113
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004133785/03A RU2274728C1 (en) | 2004-11-18 | 2004-11-18 | Well head sealing device |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2274728C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2507366C2 (en) * | 2008-08-15 | 2014-02-20 | НЭШНЛ ОЙЛВЕЛЛ ВАРКО Эл.Пи. | Multifunctional multilateral drilling machine |
| CN105114024A (en) * | 2015-09-06 | 2015-12-02 | 阜宁县石油机械有限公司 | Hydraulic-drive rotating type drill tool ejection preventer |
| CN107355191A (en) * | 2017-08-03 | 2017-11-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | Well mouth sealing device |
| RU2684261C1 (en) * | 2018-07-24 | 2019-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Wellhead rotary sealer |
| CN115306342A (en) * | 2022-10-11 | 2022-11-08 | 克拉玛依红山油田有限责任公司 | Glue injection guiding sealing blowout preventer |
| RU2798532C1 (en) * | 2022-12-23 | 2023-06-23 | ООО "Битенг" | Wellhead rotary stripper |
-
2004
- 2004-11-18 RU RU2004133785/03A patent/RU2274728C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2507366C2 (en) * | 2008-08-15 | 2014-02-20 | НЭШНЛ ОЙЛВЕЛЛ ВАРКО Эл.Пи. | Multifunctional multilateral drilling machine |
| CN105114024A (en) * | 2015-09-06 | 2015-12-02 | 阜宁县石油机械有限公司 | Hydraulic-drive rotating type drill tool ejection preventer |
| CN105114024B (en) * | 2015-09-06 | 2018-09-11 | 阜宁县石油机械有限公司 | The anti-apical organ of the rotary drill that surges |
| CN107355191A (en) * | 2017-08-03 | 2017-11-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | Well mouth sealing device |
| CN107355191B (en) * | 2017-08-03 | 2019-05-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | Well mouth sealing device |
| RU2684261C1 (en) * | 2018-07-24 | 2019-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Wellhead rotary sealer |
| CN115306342A (en) * | 2022-10-11 | 2022-11-08 | 克拉玛依红山油田有限责任公司 | Glue injection guiding sealing blowout preventer |
| RU2798532C1 (en) * | 2022-12-23 | 2023-06-23 | ООО "Битенг" | Wellhead rotary stripper |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2374426C2 (en) | Rotating pressure control header | |
| US7017671B2 (en) | Mud saver valve | |
| US4842083A (en) | Drill bit stabilizer | |
| US4448255A (en) | Rotary blowout preventer | |
| US4456081A (en) | Hydraulic drilling jar | |
| US9725955B2 (en) | Arrangement for continuous circulation of drilling fluid during drilling operations | |
| CA2849979C (en) | Ball valve float equipment | |
| CA2993003C (en) | Radial seal pressure reduction using internal pump | |
| US20230279726A1 (en) | Sealing system for downhole tool | |
| RU2444607C1 (en) | Bore-hole disconnector | |
| RU2274728C1 (en) | Well head sealing device | |
| CN106089085A (en) | A kind of machinery vertical drilling tool | |
| WO2022076031A1 (en) | Bit saver assembly and method | |
| US4444267A (en) | Ball valve housing | |
| EP2607612B1 (en) | Hydrodynamic journal bearing flow control bushing for a rotating control device | |
| CA2801788A1 (en) | Rotating flow control diverter | |
| RU2527054C1 (en) | Spherical circular rotary preventer | |
| RU2798532C1 (en) | Wellhead rotary stripper | |
| RU2304693C2 (en) | Preventer | |
| JP7411069B2 (en) | Washpipe system and method | |
| RU2684261C1 (en) | Wellhead rotary sealer | |
| BR112018015165B1 (en) | PRESSURE SYSTEM FOR BEARING ASSEMBLY, TOOL AND METHOD | |
| RU2653196C1 (en) | Hydraulically installed drillable packer | |
| WO2012016276A2 (en) | Latching reciprocating valve assembly | |
| CA3111310A1 (en) | Rotating control device seal |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191119 |