RU2367768C1

RU2367768C1 - Dual string tubing hanger

Info

Publication number: RU2367768C1
Application number: RU2008102893/03A
Authority: RU
Inventors: Юрий Николаевич Парамонов (RU); Юрий Николаевич Парамонов; Валерий Васильевич Кузнецов (RU); Валерий Васильевич Кузнецов; Юрий Васильевич Кузнецов (RU); Юрий Васильевич Кузнецов; Виктор Борисович Куимов (RU); Виктор Борисович Куимов; Александр Васильевич Плотников (RU); Александр Васильевич Плотников; Михаил Алексеевич Абрамов (RU); Михаил Алексеевич Абрамов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью производственно-коммерческая фирма "ТехноВек"
Priority date: 2008-01-25
Filing date: 2008-01-25
Publication date: 2009-09-20

Abstract

FIELD: oil-and-gas production.

SUBSTANCE: invention relates to oil-and-gas industry, particularly to wellhead equipment with simultaneous separate exploitation of oil and gas wells. The dual string tubing hanger is a shut-off distribution unit, which consists of three discs joined by a threaded joint, where there are openings in the bottom and top discs, coaxial with channels of the tubing hanger of the first row of tubes. In the middle disc there are openings with diametre which is greater than the diametre of openings in the bottom and top discs and eccentric with them, into which are fitted disc shaped shutters with bypass openings, which coincide with openings in the bottom and top discs when the shutters are in open position. There are toothed sectors on the shutters, which interact with the gear shaft of the actuating mechanism, which rests on bearings, one of which is in the bottom disc and the other in the top disc, with a shank which juts out above the top surface of the top disc. Tubes of flow lines are joined to the thread, made on each opening of the top disc. Operating mode of the well can be regulated by opening either the first or second flow lines successively or both lines at the same time.

EFFECT: wider functional capabilities of the wellhead equipment.

1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к оборудованию устья скважины при одновременно раздельной эксплуатации нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to equipment wellhead with simultaneous separate operation of oil and gas wells.

Известно оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб (SU 375369), включающее трубодержатель первого ряда труб, трубодержатель второго ряда труб с фланцами, катушку с фланцами, уплотнительный ниппель, при этом верхний фланец катушки размещен эксцентрично относительно оси катушки, а нижний фланец трубодержателя второго ряда труб - эксцентрично относительно оси трубодержателя второго ряда труб.Known wellhead equipment with parallel pipe suspension (SU 375369), including a pipe holder of a first row of pipes, a pipe holder of a second row of pipes with flanges, a coil with flanges, a sealing nipple, the upper flange of the coil being eccentrically relative to the axis of the coil, and the lower flange of the second pipe holder pipes - eccentric relative to the axis of the pipe holder of the second row of pipes.

Для этого устройства характерны следующие недостатки: сложность спускоподъемных операций, так как необходимо отсоединять как минимум один из фланцев одного трубодержателя для проведения спускоподъемных операций даже с одним рядом труб, присоединенных к трубодержателям и сложность состыковки наземного оборудования к устройству из-за малого межосевого расстояния между осями, ограниченного внутренним диаметром обсадных труб скважины и диаметром труб в рядах.This device is characterized by the following disadvantages: the complexity of tripping operations, since it is necessary to disconnect at least one of the flanges of one pipe holder to carry out tripping operations even with one row of pipes connected to the pipe holders and the difficulty of connecting ground equipment to the device due to the small axle distance between the axes bounded by the inner diameter of the casing of the well and the diameter of the pipes in rows.

Известна устьевая двухствольная арматура (RU 2305747), наиболее близкая по технической сути к заявляемому изобретению и включающая трубодержатель первого ряда труб с двумя каналами, один из которых оснащен верхней и нижней резьбами, и трубодержатель второго ряда труб с верхней и нижней резьбами, причем трубодержатель первого ряда труб выполнен в виде диска с отверстиями для крепления к устью скважины, а трубодержатель второго ряда - в виде полой втулки с возможностью герметичной фиксации непосредственно во втором канале трубодержателя первого ряда труб, одна из осей верхних резьб трубодержателей смещена или отклонена относительно соответствующей оси нижней резьбы во внешнюю сторону, а на трубодержателе первого ряда труб сверху по периметру выполнены выборки над частью отверстий.Known wellhead double-barrel fittings (RU 2305747), the closest in technical essence to the claimed invention and comprising a pipe holder of the first row of pipes with two channels, one of which is equipped with upper and lower threads, and a pipe holder of the second row of pipes with upper and lower threads, the pipe holder of the first a number of pipes is made in the form of a disk with holes for fastening to the wellhead, and the pipe holder of the second row is in the form of a hollow sleeve with the possibility of hermetic fixation directly in the second channel of the pipe holder of a series of pipes, one of the axes of the upper threads of the pipe holders is shifted or deflected relative to the corresponding axis of the lower thread to the outside, and samples are made above the part of the holes on the pipe holder of the first row of pipes from above.

Для этой арматуры характерны следующие недостатки: наличие выемок под укороченные шпильки не позволяет установить противовыбросовое оборудование при спускоподъемных операциях с насосно-компрессорных труб второго ряда, так как нет места для установки уплотняющего кольца. Кроме того, наличие запорных элементов на подающих патрубках арматуры увеличивает габаритный размер арматуры по высоте, что требует дополнительной рабочей площадки для обслуживания, а применение муфтового соединения вместо фланцевого в выкидных линиях арматуры для снижения габаритов и обеспечения собираемости вызывает необходимость постоянной ревизии и подтяжки резьбовых соединений, что невозможно без остановки скважины.The following drawbacks are characteristic of this valve: the presence of recesses for shortened studs does not allow the installation of blowout control equipment during tripping operations from the second-row tubing, since there is no room for installing a sealing ring. In addition, the presence of locking elements on the supply pipes of the valve increases the overall size of the valve in height, which requires an additional working platform for maintenance, and the use of a coupling instead of a flange in the flow lines of the valve to reduce dimensions and ensure collectability necessitates a constant audit and tightening of the threaded joints, which is impossible without stopping the well.

Все это ограничивает эксплуатационные возможности устьевого оборудования.All this limits the operational capabilities of wellhead equipment.

Техническим результатом изобретения является расширение эксплуатационных возможностей устьевого оборудования.The technical result of the invention is the expansion of the operational capabilities of wellhead equipment.

Технический результат достигается тем, что в устьевой двухствольной арматуре, включающей трубодержатель первого ряда труб, выполненный в виде диска с отверстиями для крепления к устью скважины и двумя каналами, один из которых оснащен верхней и нижней резьбами, и трубодержатель второго ряда, выполненный в виде полой втулки с возможностью герметичной фиксации непосредственно во втором канале трубодержателя первого ряда труб с верхней и нижней резьбами, выкидные линии, присоединенные к арматуре, уплотнения и смазочные устройства, на трубодержатель первого ряда труб установлен запорно-распределительный блок, состоящий из соединенных резьбовым соединением трех дисков, в нижнем и верхнем из которых выполнены отверстия, соосные каналам трубодержателя первого ряда труб, а в промежуточном диске выполнены отверстия диаметром, превышающим диаметры отверстий в нижнем и верхнем дисках и эксцентричные им, в которые установлены дисковые шиберы с перепускными отверстиями, совпадающими при открытом положении шиберов с отверстиями в нижнем и верхнем дисках, на дисковых шиберах выполнены зубчатые секторы, взаимодействующие с валом-шестерней приводного механизма, опирающимся на подшипники, один из которых расположен в нижнем диске, в другой - в верхнем диске, с выступающим над верхней поверхностью верхнего диска хвостовиком, а трубопроводы выкидных линий присоединены к резьбе, выполненной в каждом отверстии верхнего диска.The technical result is achieved by the fact that in the wellhead double-barrel fittings, including the pipe holder of the first row of pipes, made in the form of a disk with holes for fastening to the wellhead and two channels, one of which is equipped with upper and lower threads, and the pipe holder of the second row, made in the form of a hollow bushings with the possibility of tight fixation directly in the second channel of the pipe holder of the first row of pipes with upper and lower threads, flow lines connected to the fittings, seals and lubricating devices, on pipes the holder of the first row of pipes has a locking and distribution block consisting of three disks connected by a threaded connection, in the lower and upper of which holes are made that are aligned with the channels of the pipe holder of the first row of pipes, and holes are made in the intermediate disk with a diameter exceeding the diameters of the holes in the lower and upper disks and eccentric to them, in which disk gates with bypass holes are installed, coinciding when the gates are open with holes in the lower and upper disks, on the disk gates gear sectors interacting with the drive gear shaft, supported by bearings, one of which is located in the lower disk, the other in the upper disk, with a shank protruding above the upper surface of the upper disk, and the flow line pipelines are connected to the thread made in each hole in the upper disc.

На фиг.1 чертежа показан осевой разрез арматуры, на фиг.2 - поперечный разрез арматуры.Figure 1 shows an axial section of the reinforcement, figure 2 is a transverse section of the reinforcement.

Устьевая арматура содержит трубодержатель 1 первого ряда труб 2 с двумя каналами 3 и 4, один 3 из которых оснащен верхней 5 и нижней 6 резьбами, и трубодержатель 7 второго ряда труб 8 с верхней 9 и нижней 10 резьбами. Трубодержатель 1 выполнен в виде диска, а трубодержатель 7 - в виде полой резьбовой втулки с возможностью герметичной фиксации непосредственно во втором канале 4 трубодержателя 1 при помощи установленного сверху на трубодержатель запорно-распределительного блока и уплотнительных колец 11.The wellhead reinforcement comprises a pipe holder 1 of the first row of pipes 2 with two channels 3 and 4, one 3 of which is equipped with upper 5 and lower 6 threads, and a pipe holder 7 of the second row of pipes 8 with upper 9 and lower 10 threads. The pipe holder 1 is made in the form of a disk, and the pipe holder 7 is in the form of a hollow threaded sleeve with the possibility of hermetic fixation directly in the second channel 4 of the pipe holder 1 by means of a locking distribution block and o-rings 11 mounted on top of the pipe holder.

Запорно-распределительный блок состоит из трех дисков: нижнего 12, промежуточного 13 и верхнего 14. В нижнем диске 12 выполнены два отверстия 15 и 16, соосные с каналами 3 и 4, в верхнем диске также выполнены отверстия 17 и 18, соосные с отверстиями 15 и 16 и имеющие резьбы 19 и 20, к которым присоединены выкидные трубопроводы 21 и 22.The locking and distribution block consists of three disks: the lower 12, the intermediate 13 and the upper 14. The lower disk 12 has two openings 15 and 16, coaxial with the channels 3 and 4, the upper disk also has openings 17 and 18, coaxial with the holes 15 and 16 and having threads 19 and 20, to which the flow lines 21 and 22 are connected.

В промежуточном диске 13 выполнены два отверстия 23, в которые установлены дисковые шиберы 24, имеющие возможность вращения вокруг оси 25. В шиберах 24 выполнены перепускные отверстия 26, в открытом положении шибера соосные с каналами 3, 15, 17 и 4, 16, 18 соответственно.Two holes 23 are made in the intermediate disk 13, in which disk gates 24 are mounted, which can be rotated around the axis 25. In the gates 24, the bypass holes 26 are made, in the open position of the gate coaxial with the channels 3, 15, 17 and 4, 16, 18, respectively .

Шибер 24 имеет зубчатый сектор 27, с которым взаимодействует вал-шестерня 28, опирающаяся на подшипниковые узлы 29 в верхнем диске 14 и 30 в нижнем диске 12. Вращение вала-шестерни 28 происходит за счет приложения вращающего момента за его хвостовик 31. Для заполнения внутренней полости 32 шибера 24 смазкой в промежуточном диске 13 установлены пресс-масленки 33.The gate 24 has a gear sector 27, which interacts with the gear shaft 28, based on the bearing assemblies 29 in the upper disk 14 and 30 in the lower disk 12. The rotation of the gear shaft 28 is due to the application of torque for its shank 31. To fill the inner cavity 32 of the gate 24 with grease in the intermediate disk 13 installed grease nipples 33.

Для устранения утечек среды в нижнем 12 и верхнем 14 дисках установлены седла 34 и 35, плотно взаимодействующие с торцовыми поверхностями шибера 24.To eliminate leaks in the lower 12 and upper 14 disks mounted saddles 34 and 35, tightly interacting with the end surfaces of the gate 24.

Запорно-распределительный блок установлен на трубодержатель 1 через уплотнительное кольцо 36, а между промежуточным диском и нижним и верхним дисками установлены уплотнительные кольца 37.The locking and distribution block is mounted on the pipe holder 1 through an o-ring 36, and o-rings 37 are installed between the intermediate disk and the lower and upper disks.

Сборка арматуры производится в следующем порядке. На устье скважины 38 устанавливают трубодержатель 1, оборудованный снизу первым рядом труб 2. Затем в канал 4 сверху устанавливают второй ряд труб 8 с втулкой 7, который герметично уплотнительным кольцом 11 фиксируется сверху запорно-распределительным блоком.Rebar assembly is performed in the following order. At the wellhead 38, a pipe holder 1 is installed, equipped with a first row of pipes 2 from the bottom. Then, a second row of pipes 8 with a sleeve 7, which is hermetically sealed with an o-ring 11, is fixed on top of the locking and distribution block to the channel 4 above.

Все элементы арматуры соединены между собой резьбовым соединением 39.All elements of the reinforcement are interconnected by a threaded connection 39.

При работе арматуры вращением за хвостовик 31 вала-шестерни 28 открывается либо первая 21, либо вторая 22 выкидные лини поочередно, в зависимости от режима работы скважины, либо обе линии одновременно, расширяя тем самым эксплуатационные возможности арматуры.When the valve is operated, rotation of the shaft 31 of the pinion shaft 28 opens either the first 21 or the second 22 flow lines alternately, depending on the mode of operation of the well, or both lines simultaneously, thereby expanding the operational capabilities of the valve.

Claims

Wellhead double-barrel fittings, including a disk pipe holder of the first row of pipes with holes for fastening to the wellhead and two channels, one of which is equipped with upper and lower threads, and a pipe holder of the second row of pipes with upper and lower threads, made in the form of a hollow sleeve with the possibility of tight fixation directly in the second channel of the pipe holder of the first row of pipes, flow lines connected to the valve, seals and lubrication devices, characterized in that the pipe holder of the first row of pipes is installed a locking and distribution block consisting of three threaded disks connected by a threaded connection, in the lower and upper of which holes are made, are aligned with the channels of the pipe holder of the first row of pipes, holes in the intermediate disk are made with diameters exceeding the diameters of the holes in the lower and upper disks and eccentric to them, which are installed disk gates with bypass holes that coincide with the open position of the gates with holes in the lower and upper disks, on the disk gates are made gear sectors, interaction forging with a pinion shaft of the drive mechanism, supported by bearings, one of which is located in the lower disk, and the other in the upper disk, with a shank protruding above the upper surface of the upper disk, and flow line pipelines are attached to the thread made in each hole of the upper disk .