RU2546707C1

RU2546707C1 - Wellhead equipment

Info

Publication number: RU2546707C1
Application number: RU2014110327/03A
Authority: RU
Inventors: Азат Атласович Саитов; Илгизяр Гаптнурович Шамсутдинов; Владимир Михайлович Валовский; Николай Леонидович Логинов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2014-03-18
Filing date: 2014-03-18
Publication date: 2015-04-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: wellhead equipment includes pipe supports of the first and second rows of pipes, a seal nipple of the first row and samplers. The seal nipple is made as a bushing with conical surfaces at ends. In the pipe supports of the first and second rows there are bevelled edges made so that they may interact in a sealed way with the conical surfaces of the seal nipple. Each sampler is made as a hollow blinded cylinder with a piston; it is also equipped with an adjusting device generating counter pressure. The adjusting device may be used as an adjustable valve or as dead weights installed at the piston or cylinder.

EFFECT: simplifying the installation of the seal nipple, improved quality of the taken sample and exclusion of welding operations at the well head for welding of sampling cocks with branches.

4 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к устьевому оборудованию скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to wellhead equipment for simultaneous and separate operation of two objects.

Известно устройство для отбора пробы продукции скважины (патент на полезную модель RU №110408, МПК Е21В 49/08, G01N 1/10, F17D 3/10, опубл. 20.11.2011, бюл. №32), включающее манифольдную линию, пробоотборный кран, причем устройство содержит фрагмент манифольдной линии в сборе с байпасной линией, монтируемой в горизонтальной плоскости, с размещенными на ней трехходовым вентилем, пробоотборным краном и обратным клапаном, которое сообщено с полостью колонны труб устьевой арматуры, включающей разъемный корпус с каналом сообщения с полостью колонны труб, каналом сообщения с межтрубным пространством и дополнительным каналом с обратным клапаном для сообщения полости колонны труб с межтрубным пространством, устьевой сальник для уплотнения полированного штока глубинного штангового насоса и запорные устройства на выходах всех каналов.A device for sampling well production (patent for utility model RU No. 110408, IPC ЕВВ 49/08, G01N 1/10, F17D 3/10, published on November 20, 2011, bull. No. 32), including a manifold line, sampling valve, is known moreover, the device comprises a fragment of the manifold line assembly with a bypass line mounted in a horizontal plane, with a three-way valve placed on it, a sampling valve and a check valve, which is in communication with the cavity of the pipe string of the wellhead fittings, including a detachable housing with a communication channel with the cavity of the pipe string channel with bscheniya with the annulus and an additional channel with a check valve for communicating with the cavity of the pipe string annulus, wellhead stuffing box for sealing the polished rod sucker rod pump and shut-off devices at the outputs of all channels.

Недостатком известного устройства при удовлетворительном качестве отобранной пробы является относительная сложность конструкции, заключающаяся в необходимости изготовления с помощью сварки на линии сбора байпасной линии и его оснащения, кроме крана для отбора пробы, дополнительными трехходовым краном и обратным клапаном.A disadvantage of the known device with satisfactory quality of the sample taken is the relative complexity of the design, which consists in the need to manufacture by welding on the collection line of the bypass line and its equipment, in addition to the crane for sampling, with an additional three-way valve and check valve.

Известна устьевая двухствольная арматура (патент RU №2305747, МПК Е21В 33/03, опубл. 10.09.2007, бюл. №25), 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, кроме того, по крайней мере одна из осей верхних резьб трубодержателей смещена или отклонена относительно соответствующей оси нижней резьбы во внешнюю сторону, а также на трубодержателе первого ряда труб сверху по периметру выполнены выборки над частью отверстий, с пробоотборными кранами, установленными в нижней части прямолинейного горизонтального участка манифольдных линий системы сбора продукции скважин, сообщенных с каналами трубодержателей.Known wellhead double-barrel fittings (patent RU No. 2305747, IPC ЕВВ 33/03, published on 09/10/2007, bull. No. 25), including 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 pipes with upper and lower threads, moreover, the pipe holder of the first row 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 the first row of pipes, in addition, at least one of the axes of the upper threads of the pipe holders is displaced or deviated relative to the corresponding axis of the lower thread to the outside, and also on the pipe holder of the first row of pipes, samples are made above part of the holes, with sampling valves installed in the lower part of the straight horizontal section of manifold lines well production systems connected to pipe holders channels.

Недостатки известного устройства следующие:The disadvantages of the known device are as follows:

- во-первых, для практического использования устройства его необходимо дополнительно оснастить отводами, запорными устройствами и одним или несколькими устьевыми сальниками - «елкой», что достаточно сложно и трудоемко из-за необходимости поочередной последовательной сборки вышеназванных элементов «елки» для каждого ряда труб в связи с малым межосевым расстоянием, а также приводит к чрезмерному увеличению высоты арматуры, что, в свою очередь, приводит к сложностям и небезопасности обслуживания арматуры, сложностям при монтаже наземного оборудования, например, станков-качалок и др.;- firstly, for practical use of the device, it is necessary to additionally equip it with bends, locking devices and one or more wellhead seals - “Christmas tree”, which is quite difficult and time-consuming due to the need for sequential sequential assembly of the above-mentioned “Christmas tree” elements for each row of pipes in connection with a small interaxal distance, and also leads to an excessive increase in the height of the valve, which, in turn, leads to difficulties and insecurity of servicing the valve, difficulties in installing ground about equipment, for example, rocking machines, etc .;

- во-вторых, арматура с использованием устройства, включающая тройники, сальники и запорные устройства, имеет недостаточную надежность из-за большого количества соединений, работающих под давлением.- secondly, the fittings using the device, including tees, seals and locking devices, have insufficient reliability due to the large number of connections working under pressure.

Наиболее близким по техническому решению является оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб (патент SU №375369, МПК Е21В 33/03, опубл. 23.03.1973, бюл. №16), включающее трубодержатель первого ряда труб, трубодержатель второго ряда труб с фланцами, катушку с фланцами, уплотнительный ниппель, причем с целью осуществления возможности подвески всех возможных сочетаний труб без изгиба их, верхний фланец катушки размещен эксцентрично относительно оси катушки, а нижний фланец трубодержателя второго ряда труб эксцентрично относительно оси трубодержателя второго ряда труб с пробоотборными кранами, установленными в нижней части прямолинейного горизонтального участка манифольдных линий системы сбора продукции скважин. Недостатки известного устройства следующие:The closest in technical solution is the equipment of the wellhead with parallel suspension of pipes (patent SU No. 375369, IPC ЕВВ 33/03, publ. 03.23.1973, bull. No. 16), including the pipe holder of the first row of pipes, the pipe holder of the second row of pipes with flanges, a coil with flanges, a sealing nipple, and in order to make it possible to suspend all possible combinations of pipes without bending them, the upper flange of the coil is eccentric relative to the axis of the coil, and the lower flange of the tube holder of the second row of pipes is eccentric with respect to the axis t uboderzhatelya second row of tubes with sample cranes mounted on the bottom of the horizontal rectilinear portion manifoldnyh lines collection well production system. The disadvantages of the known device are as follows:

- во-первых, наличие катушки, приводящее к дополнительным затратам времени на ее монтаж, снижению надежности устьевого оборудования в общем из-за лишних соединений, работающих под давлением;- firstly, the presence of a coil, which leads to additional time spent on its installation, to reduce the reliability of wellhead equipment in general due to unnecessary connections working under pressure;

- во-вторых, при монтаже трубодержателя второго ряда труб затруднено завинчивание трубным ключом уплотнительного ниппеля в трубодержатель первого ряда труб из-за недостаточного расстояния между элеватором, на котором подвешен второй ряд труб, и ниппелем, к тому же по наружному диаметру ниппеля установлено уплотнение, поэтому необходимо использование специального ключа с зацеплением за внутреннюю поверхность ниппеля сверху. Проблема усугубляется при необходимости подвески второго ряда труб в скважине в натянутом состоянии для гарантированной фиксации низа ряда труб, например, при посадке пакера, так как при этом доступ к ниппелю сверху ограничен трубодержателем второго ряда труб. Завинчивание ниппеля при подвешенном на крюке агрегата для ремонта скважин втором ряде труб без страховки элеватором для работы трубным ключом расценивается как нарушение техники безопасности, так как может привести к защемлению конечностей работающего персонала.- secondly, when installing the pipe holder of the second row of pipes, it is difficult to screw the sealing nipple with a pipe wrench into the pipe holder of the first row of pipes due to the insufficient distance between the elevator on which the second row of pipes is suspended and the nipple, moreover, a seal is installed along the outer diameter of the nipple, therefore, it is necessary to use a special key with a hook on the inner surface of the nipple on top. The problem is aggravated if it is necessary to suspend the second row of pipes in the well in a taut state to guarantee that the bottom of the row of pipes is fixed, for example, when the packer is planted, since access to the nipple from above is limited by the pipe holder of the second row of pipes. Screwing the nipple with the second row of pipes suspended on the hook for repairing wells without insurance with an elevator for working with a pipe wrench is regarded as a safety violation, as it can lead to pinching of the extremities of operating personnel.

Общим недостатком последних двух названных известных устройств являются получаемые недостоверные результаты исследования свойств продукции (обводненности, состава и др.) вследствие того, что пробоотборный кран с отводом приваривается в нижней части горизонтального трубопровода, проба продукции скважины отбирается только с нижних слоев расслоившегося потока, к тому же пробоотборный кран находится в застойной области,поэтому велика вероятность его засорения механическими частицами, парафином и другими отложениями и коррозии рабочих поверхностей крана, так как нижним слоем потока продукции обычно является высокоминерализованная вода, что в итоге приводит к преждевременному выходу крана из строя.A common drawback of the last two of the known devices mentioned above is the unreliable results obtained in the study of product properties (water cut, composition, etc.) due to the fact that a sampling tap with a tap is welded to the bottom of the horizontal pipeline, a sample of the well’s production is taken only from the lower layers of the stratified flow, moreover the sampling valve is located in a stagnant region, so it is likely to become clogged with mechanical particles, paraffin and other deposits and corrosion of workers crane surfaces, since the bottom layer of the product stream is usually highly saline water, which ultimately leads to premature failure of the crane.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются упрощение монтажа уплотнительного ниппеля, повышение качества отбираемой пробы за счет отбора пробы в месте, максимально приближенном к выходу колонны труб, при давлении, близком к давлению потока, с исключением сварочных работ на устье скважины для приварки отвода с пробоотборным краном, упрощение конструкции, изготовления и ремонта устьевого оборудования, снижение его металлоемкости за счет исключения катушки, а также оптимизация габаритов устьевого оборудования, что в совокупности позволит существенно снизить стоимость его изготовления и обслуживания.The technical objectives of the invention are to simplify the installation of the sealing nipple, improving the quality of the sample taken by sampling in a place as close as possible to the outlet of the pipe string, at a pressure close to the flow pressure, with the exception of welding work at the wellhead for welding the branch with a sampling valve, simplification of the design, manufacture and repair of wellhead equipment, reduction of its metal consumption by eliminating the coil, as well as optimization of the dimensions of the wellhead equipment, which is a scoop reliability will significantly reduce the cost of its manufacture and maintenance.

Поставленные задачи решаются оборудованием устья скважины, включающим трубодержатели первого и второго рядов труб, уплотнительный ниппель первого ряда, пробоотборники.The tasks are solved by the equipment of the wellhead, including the pipe holders of the first and second rows of pipes, a sealing nipple of the first row, and samplers.

Новым является то, что уплотнительный ниппель выполнен в виде втулки с конусными поверхностями на концах, а в трубодержателях первого и второго рядов изготовлены фаски, выполненные с возможностью герметичного взаимодействия с соответствующими конусными поверхностями уплотнительного ниппеля, причем трубодержатели снабжены соответствующими пробоотборными каналами, максимально приближенными к выходам рядов труб, при этом пробоотборные каналы снабжены соответствующими отсекающими устройствами, оборудование устья скважины снабжено одним или двумя пробоотборниками, при этом каждый пробоотборник выполнен в виде полого заглушенного цилиндра с поршнем, пространство которого между поршнем и заглушенной частью сообщено с соответствующим пробоотборным каналом через дополнительное запорное устройство, другое пространство цилиндра сообщено с наружным пространством, причем каждый пробоотборник снабжен регулировочным устройством, создающим противодавление, не превышающее давление в соответствующем пробоотборном канале, но исключающее дегазацию пробы.New is that the sealing nipple is made in the form of a sleeve with conical surfaces at the ends, and chamfers are made in the pipe holders of the first and second rows, made with the possibility of tight interaction with the corresponding conical surfaces of the sealing nipple, and the pipe holders are equipped with corresponding sampling channels, as close as possible to the exits rows of pipes, while the sampling channels are equipped with appropriate cut-off devices, the equipment of the wellhead is equipped with one or two samplers, wherein each sampler is made in the form of a hollow muffled cylinder with a piston, the space of which between the piston and the muffled part is communicated with the corresponding sampling channel through an additional locking device, another cylinder space is communicated with the outer space, each sampler equipped with an adjustment device, creating back pressure, not exceeding the pressure in the corresponding sampling channel, but excluding the degassing of the sample.

Новым является также то, что регулировочное устройство выполнено в виде регулируемого клапана, через которое цилиндр пробоотборника сообщен с наружным пространством.Also new is that the adjusting device is made in the form of an adjustable valve through which the cylinder of the sampler is in communication with the outer space.

Новым является также то, что цилиндр пробоотборника установлен вертикально с сообщением с наружным пространством сверху, а регулировочное устройство выполнено в виде набора грузов, устанавливаемых на поршень или цилиндр.Also new is the fact that the cylinder of the sampler is mounted vertically with communication with the outer space from above, and the adjusting device is made in the form of a set of weights mounted on a piston or cylinder.

Новым является также то, что цилиндр пробоотборника установлен вертикально с сообщением с наружным пространством сверху, а регулировочное устройство выполнено в виде набора грузов, устанавливаемых на поршень или цилиндр, и регулируемого клапана, через которое цилиндр пробоотборника сообщен с наружным пространством.Also new is the fact that the cylinder of the sampler is mounted vertically with communication with the outer space from above, and the adjusting device is made in the form of a set of weights mounted on the piston or cylinder, and an adjustable valve through which the cylinder of the sampler is in communication with the external space.

На фиг. 1 изображена схема оборудования устья скважины; на фиг. 2 - разрез А-А.In FIG. 1 shows a diagram of the equipment of the wellhead; in FIG. 2 - section aa.

Оборудование устья скважины включает трубодержатели 1 (фиг. 1) и 2 первого 3 и второго 4 рядов труб соответственно, уплотнительный ниппель 5 первого ряда 3, пробоотборники 6.Wellhead equipment includes pipe holders 1 (Fig. 1) and 2 of the first 3 and second 4 rows of pipes, respectively, a sealing nipple 5 of the first row 3, samplers 6.

Уплотнительный ниппель 5 выполнен в виде втулки 7 с конусными поверхностями 8 на концах, а в трубодержателях 1 и 2 первого 3 и второго 4 рядов изготовлены фаски 9, выполненные с возможностью герметичного взаимодействия с соответствующими конусными поверхностями 8 уплотнительного ниппеля 5. Уплотнительный ниппель 5 изготавливается из материалов с твердостью конусных поверхностей 8 меньшей, чем твердость материала трубодержателей 1 и 2, для обеспечения возможности сминания поверхности более мягкого материала под действием нагрузки с целью гарантированной герметизации соединения.The sealing nipple 5 is made in the form of a sleeve 7 with conical surfaces 8 at the ends, and chamfers 9 are made in the pipe holders 1 and 2 of the first 3 and second 4 rows, made with the possibility of tight interaction with the corresponding conical surfaces 8 of the sealing nipple 5. The sealing nipple 5 is made of materials with a hardness of the conical surfaces 8 less than the hardness of the material of the pipe holders 1 and 2, to ensure the possibility of creasing the surface of a softer material under the action of a load with ntirovannoy sealing compound.

Трубодержатели 1 и 2 снабжены соответствующими пробоотборными каналами 10 и 11 наименьшей длины, исключающей скапливание механических примесей, воды и паров и, максимально приближенными к выходам рядов труб 3 и 4 соответственно, при этом пробоотборные каналы 10 и 11 снабжены соответствующими отсекающими устройствами 12 и 13. Оборудование устья скважины снабжено одним или двумя пробоотборниками 6, при этом каждый пробоотборник выполнен в виде полого заглушенного цилиндра 14 с поршнем 15, пространство 16 которого между поршнем 15 и заглушенной частью 17 сообщено с соответствующим пробоотборным каналом 10 или 11 через дополнительное запорное устройство 18, другое пространство 19 цилиндра 14 сообщено с наружным пространством, причем каждый пробоотборник 6 снабжен регулировочным устройством 20, создающим противодавление, не превышающее давление в соответствующем пробоотборном канале 10 или 11, но исключающее дегазацию пробы. Пространство 19 может быть заполнено несжимаемой жидкостью (водным раствором хлористого натрия, нефтью, водой или др.), воздухом или др.The pipe holders 1 and 2 are equipped with the corresponding sampling channels 10 and 11 of the smallest length, excluding the accumulation of mechanical impurities, water and vapors, and as close as possible to the outputs of the rows of pipes 3 and 4, respectively, while the sampling channels 10 and 11 are equipped with corresponding cut-off devices 12 and 13. The equipment of the wellhead is equipped with one or two samplers 6, each sampler being made in the form of a hollow plugged cylinder 14 with a piston 15, the space 16 of which is between the piston 15 and the plugged part 17 is communicated with the corresponding sampling channel 10 or 11 through an additional locking device 18, the other space 19 of the cylinder 14 is communicated with the outer space, each sampler 6 is equipped with an adjustment device 20 that creates back pressure that does not exceed the pressure in the corresponding sampling channel 10 or 11, but excluding sample degassing. The space 19 can be filled with an incompressible liquid (an aqueous solution of sodium chloride, oil, water, etc.), air, or others.

Расположение пробоотборных каналов 10 и 11 зависит от конструктивного исполнения трубодержателей 1 и 2 соответственно и оборудования устья скважины. Наиболее предпочтительным вариантом является расположение каналов 10 и 11 как показано на фиг. 1-2. Также каналы 10 и 11 могут быть сообщены с каналами 21 и 22 (фиг. 2) соответственно при их максимально близком расположении к выходам рядов труб 23 и 24 соответственно, например, установив на выходах из каналов 21 и 22 в качестве запорного устройства трехходовые краны (на фигурах не показаны) с присоединением непосредственно к трубодержателям 1 и 2 соответственно, например, через фланцевые соединения, что позволит обойтись без отдельных отсекающих устройств 12 и 13 соответственно.The location of the sampling channels 10 and 11 depends on the design of the pipe holders 1 and 2, respectively, and the equipment of the wellhead. The most preferred embodiment is the arrangement of channels 10 and 11 as shown in FIG. 1-2. Also, channels 10 and 11 can be communicated with channels 21 and 22 (Fig. 2), respectively, when they are located as close as possible to the outputs of the rows of pipes 23 and 24, respectively, for example, by installing three-way valves at the exits of channels 21 and 22 ( not shown in the figures) with attachment directly to the pipe holders 1 and 2, respectively, for example, through flange connections, which will do without separate shut-off devices 12 and 13, respectively.

Пробоотборник 6 изготовлен из материалов, стойких к влиянию продукции скважины и наружного пространства, например, из коррозионно-стойкой стали, композитных или других материалов, и разработан на такое же рабочее давление, как и устьевая арматура, для широко применяемых устьевых арматур установок для добычи нефти рабочее давление составляет 14 МПа. Объем пространства 16 под поршнем 15 цилиндра 14 пробоотборника 6 рассчитывается исходя из объема пробы, необходимой и достаточной для анализа продукции скважины, а объем пространства 19 над поршнем 15 -исходя из конструкции регулировочного устройства 20 и должен быть не менее объема пространства 16 при крайнем положении поршня 15, приближенном к заглушенной части 17 цилиндра 14.Sampler 6 is made of materials that are resistant to the effects of well production and external space, for example, of corrosion-resistant steel, composite or other materials, and is designed for the same working pressure as wellhead fittings for widely used wellhead fittings for oil production plants working pressure is 14 MPa. The volume of space 16 under the piston 15 of the cylinder 14 of the sampler 6 is calculated based on the volume of the sample necessary and sufficient to analyze the production of the well, and the volume of space 19 above the piston 15 is based on the design of the adjusting device 20 and must be at least the volume of space 16 at the extreme position of the piston 15, close to the plugged part 17 of the cylinder 14.

Регулировочное устройство 20 может быть выполнено в виде регулируемого клапана 20′ с бесступенчатой регулировкой величины открытия или усилия поджатия пружиной, а также в виде сменных штуцеров со ступенчатой регулировкой, или другого аналогичного устройства, через которое цилиндр 14 сообщен с наружным пространством.The adjusting device 20 can be made in the form of an adjustable valve 20 ′ with stepless adjustment of the opening value or the spring pressing force, as well as in the form of interchangeable fittings with step adjustment, or other similar device through which the cylinder 14 is in communication with the outer space.

При размещении цилиндра 14 пробоотборника 6 близко к вертикальному положению с сообщением с наружным пространством сверху, регулировочное устройство 20 также может быть выполнено в виде набора грузов 20″, устанавливаемых на поршень 15 или цилиндр 14. В качестве груза 20″ могут быть использованы емкость с жидкостью, металлические утяжелители или др.When placing the cylinder 14 of the sampler 6 close to the vertical position with a message with the outer space on top, the adjusting device 20 can also be made in the form of a set of weights 20 ″ mounted on the piston 15 or cylinder 14. As a load 20 ″ can be used with a liquid container , metal weighting agents, etc.

Также регулировочное устройство 20 может быть выполнено в виде набора грузов 20″, устанавливаемых на поршень 15 или цилиндр 14, и регулируемого клапана 20′, через которое цилиндр 14 сообщен с наружным пространством, если цилиндр 14 пробоотборника 6 установлен вертикально с сообщением с наружным пространством сверху.Also, the adjusting device 20 can be made in the form of a set of weights 20 ″, mounted on the piston 15 or cylinder 14, and an adjustable valve 20 ′, through which the cylinder 14 communicates with the outer space, if the cylinder 14 of the sampler 6 is installed vertically with a message with the outer space from above .

В зависимости от расположения места проведения анализа продукции скважины пробоотборник 6 может быть переносным или стационарным. В качестве переносного предполагается использование варианта пробоотборника 6 с регулировочным устройством 20 в виде регулировочного клапана 20′ как наиболее мобильного варианта. Стационарными предполагается использовать пробоотборники 6 с регулировочным устройством 20 в виде набора грузов 20″ при давлениях насыщения менее 100 кПа или регулировочного клапана 20′ и набора грузов 20″ при давлениях насыщения свыше 100 кПа.Depending on the location of the site of the analysis of the production of the well, the sampler 6 may be portable or stationary. As a portable, it is assumed to use a variant of the sampler 6 with the adjusting device 20 in the form of an adjusting valve 20 ′ as the most mobile option. It is supposed to use stationary samplers 6 with an adjusting device 20 in the form of a set of weights 20 ″ at saturation pressures less than 100 kPa or a control valve 20 ′ and a set of weights 20 ″ at saturation pressures above 100 kPa.

Для определения только обводненности продукции или наличия механических примесей, или других свойств продукции при давлении насыщения менее 40 кПа возможен отбор в атмосферный (открытый) сосуд (на фигурах не показан). Для этого сосуд подводится под отсекающее устройство 12 или 13, после открытия которого заполняется необходимым объемом пробы. Сосуд герметично закрывается крышкой или пробкой (на фигурах не показаны).To determine only the water content of the product or the presence of mechanical impurities, or other properties of the product at a saturation pressure of less than 40 kPa, selection in an atmospheric (open) vessel is possible (not shown in the figures). For this, the vessel is brought under the shut-off device 12 or 13, after the opening of which is filled with the required sample volume. The vessel is hermetically sealed with a lid or plug (not shown in the figures).

Пробоотборник 6 может быть автоматическим или ручным в зависимости от привода отсечного устройства 12 или 13, например электрического, электромагнитного, пневматического или другого привода. Такой пробоотборник 6 в стационарном исполнении может отбирать пробу автоматически в точно назначенное время или через определенные промежутки времени или по другим критериям.The sampler 6 may be automatic or manual, depending on the drive of the shut-off device 12 or 13, for example, an electric, electromagnetic, pneumatic or other drive. Such a stationary sampler 6 can take a sample automatically at a precisely designated time or at certain intervals or according to other criteria.

Работа устройства осуществляется следующим образом.The operation of the device is as follows.

После спуска в скважину 25 (фиг. 1) первого ряда труб 3 с необходимым скважинным оборудованием, например, пакером, насосом или другим оборудованием (на фигурах не показано), на устье скважины, например, на колонный фланец 26, муфту или другой элемент устья, герметично, например, через уплотнительную прокладку, сальниковую набивку или другое уплотнение, монтируют трубодержатель 1 с подвешенным первым рядом труб 3. После спуска второго ряда труб 4 с необходимым скважинным оборудованием через канал 27 трубодержателя 1 первого ряда труб 3 подвешивают второй ряд труб 4 за верхнюю муфту (на фигуре не показан) на трубодержателе 1 первого ряда труб 3, используя элеватор (на фигурах не показан). Устанавливают уплотнительный ниппель 5 на фаску 9 свободного канала трубодержателя 1, сообщенного с выходом 23 первого ряда труб 3. Заворачивают трубодержатель 2 второго ряда труб 4 через патрубок (на фигурах не показан) к муфте второго ряда труб 4 и, убрав элеватор, устанавливают трубодержатель 2 на трубодержатель 1, совместив фаску 9 трубодержателя 2 и коническую поверхность 8 уплотнительного ниппеля 5 первого ряда труб 3.After descent into the well 25 (Fig. 1) of the first row of pipes 3 with the necessary downhole equipment, for example, a packer, pump or other equipment (not shown in the figures), at the wellhead, for example, to a column flange 26, a sleeve or other element of the mouth tightly, for example, through a gasket, stuffing box packing or other seal, mount the pipe holder 1 with the first pipe row 3 suspended. After lowering the second row of pipes 4 with the necessary downhole equipment through the channel 27 of the pipe holder 1 of the first row of pipes 3, hang a second row of pipes 4 behind the upper sleeve (not shown in the figure) on the pipe holder 1 of the first row of pipes 3 using an elevator (not shown in the figures). Install the sealing nipple 5 on the chamfer 9 of the free channel of the pipe holder 1, connected with the output 23 of the first row of pipes 3. Wrap the pipe holder 2 of the second row of pipes 4 through the pipe (not shown in the figures) to the coupling of the second row of pipes 4 and, removing the elevator, install the pipe holder 2 on the pipe holder 1, aligning the chamfer 9 of the pipe holder 2 and the conical surface 8 of the sealing nipple 5 of the first row of pipes 3.

Трубодержатели 1 и 2 первого 3 и второго 4 рядов труб могут быть выполнены в виде диска, втулки и другой конструкции. В случае выполнения трубодержателей 1 и 2 в виде диска, как показано на фиг. 1, трубодержатели 1 и 2 герметично соединяются с колонным фланцем 26, например, через фланцевые соединения с уплотнительными прокладками 28 и 29 и шпилечными соединениями 30.The pipe holders 1 and 2 of the first 3 and second 4 rows of pipes can be made in the form of a disk, sleeve and other design. In the case of the execution of the pipe holders 1 and 2 in the form of a disk, as shown in FIG. 1, the pipe holders 1 and 2 are hermetically connected to the column flange 26, for example, through flange connections with gaskets 28 and 29 and hairpin connections 30.

Для отбора пробы продукции скважины пробоотборник 10 (фиг. 1) в случае переносной конструкции с закрытым запорным устройством 20 присоединяется непосредственно к отсекающему устройству 11 или через гибкий трубопровод 29 минимально возможной для удобства работы длины к отсекающему устройству 11 с минимальным числом изгибов, не более 1, без образования расширений, карманов и других мест, где могут скапливаться механические примеси, вода и пары.To take a sample of the production of a well, a sampler 10 (Fig. 1) in the case of a portable design with a closed shut-off device 20 is connected directly to the shut-off device 11 or through a flexible pipe 29 of the smallest possible length for the shut-off device 11 with a minimum number of bends, not more than 1 , without the formation of extensions, pockets and other places where mechanical impurities, water and vapors can accumulate.

При выполнении регулировочного устройства 20 в виде регулируемого клапана 20′, через которое цилиндр 14 сообщен с наружным пространством, далее необходимо закрыть регулируемый клапан 20′, открыть отсекающее устройство 12 или 13, потом запорное устройство 18. Ориентируясь на показания манометра на трубопроводе линии системы сбора продукции скважины, открыть регулируемый клапан 20′ до начала выхода воздуха из пространства 19 цилиндра 14, при этом под давлением продукции скважины, незначительно превышающем давление в пространстве 19, поршень 15 движется в сторону от канала 10 или 11 сообщения с пространством 23 первого ряда труб 3 или 24 второго ряда труб 4 соответственно. Чем меньше открыт регулируемый клапан 20′, тем меньше перепад давления между пространством 16 и пространством 19 цилиндра 14 и меньше будет выделяться газ из продукции скважины в пробоотборнике 6. Когда выход воздуха из пространства 19 цилиндра 14 прекратится, закрыть последовательно запорное устройство 18, отсекающее устройство 12 или 13 и регулируемый клапан 20′. В случае переноса отобранной пробы до места исследования пробоотборник 6 отсоединяется от отсекающего устройства 12 или 13 или от гибкого трубопровода 31.When making the adjusting device 20 in the form of an adjustable valve 20 ′, through which the cylinder 14 is in communication with the outer space, then it is necessary to close the adjustable valve 20 ′, open the shut-off device 12 or 13, and then the locking device 18. Focusing on the readings of the pressure gauge on the line of the collection system of the well’s production, open the adjustable valve 20 ′ before the air starts to escape from the space 19 of the cylinder 14, while under the pressure of the well’s production slightly exceeding the pressure in the space 19, the piston 15 presses away from channel 10 or 11 of communication with the space 23 of the first row of pipes 3 or 24 of the second row of pipes 4, respectively. The less the adjustable valve 20 ′ is open, the smaller the pressure differential between space 16 and space 19 of cylinder 14 and less gas will be released from the well products in sampler 6. When air out of space 19 of cylinder 14 stops, close shut-off device 18 sequentially, shut-off device 12 or 13 and an adjustable valve 20 ′. In the case of transferring the selected sample to the place of study, the sampler 6 is disconnected from the cutting device 12 or 13 or from the flexible pipe 31.

Пробоотборник 6 можно дооборудовать манометром 32 с сообщением с пространством 16 цилиндра 14. Тогда, отобрав серию проб при разных величинах открытия регулируемого клапана 20′ и фиксируя при этом значения давления по манометру 32, можно определять давление насыщения продукции газами.Sampler 6 can be equipped with a pressure gauge 32 communicating with the space 16 of cylinder 14. Then, by taking a series of samples at different values of opening of the adjustable valve 20 ′ and fixing the pressure values using pressure gauge 32, it is possible to determine the saturation pressure of the products with gases.

При выполнении регулировочного устройства 20 в виде набора грузов 20″, устанавливаемых на поршень 15 (при неподвижном цилиндре 14) или цилиндр 14 (при неподвижном поршне 15), необходимо заранее до присоединения к отсекающему устройству 12 или 13, исходя из величины давления насыщения, предварительно определенного, как описано выше, на поршень 15 или цилиндр 14 положить набор грузов 20″ весом, равным произведению давления насыщения на площадь поперечного сечения цилиндра 14 по внутреннему диаметру без учета веса поршня 15 или цилиндра 14. Например, при применении конструкции стационарного пробоотборника 6 с неподвижным поршнем 15 и подвижным цилиндром 14, давлении насыщения продукции газами 40 кПа, площади поперечного сечения цилиндра 0,0079 м и весе цилиндра 100 Η на цилиндр необходимо положить набор грузов весом 216 Н. Далее при закрытом запорном устройстве 18 пробоотборник 6 присоединяется непосредственно к отсекающему устройству 12 или 13 или через гибкий трубопровод 32 к отсекающему устройству 12 или 13. Цилиндр 14 располагается как можно ближе к вертикальному положению для создания регулирующим устройством 20 в виде грузов 20″ необходимого противодавления. При открытии последовательно отсекающего устройства 12 или 13, запорного устройства 18 продукция из скважины попадает в пространство 16 цилиндра 14 пробоотборника 6 и поднимает поршень 15 до крайнего верхнего положения, при этом среда, находящаяся в пространстве 19 над поршнем 15, вытесняется в наружное пространство. Описанный пробоотборник 6 с регулировочным устройством 20 в виде набора грузов 20″ авторы считают целесообразным применять при небольших давлениях насыщения по причине увеличения веса набора грузов прямо пропорционально увеличению давления.When performing the adjusting device 20 in the form of a set of 20 ″ weights installed on the piston 15 (with the cylinder 14 stationary) or cylinder 14 (with the stationary piston 15), it is necessary before connecting to the shut-off device 12 or 13, based on the value of the saturation pressure, previously defined, as described above, on the piston 15 or cylinder 14 put a set of weights 20 ″ with a weight equal to the product of the saturation pressure by the cross-sectional area of the cylinder 14 along the inner diameter without taking into account the weight of the piston 15 or cylinder 14. For example, with When using the design of a stationary sampler 6 with a fixed piston 15 and a movable cylinder 14, a gas saturation pressure of 40 kPa, a cylinder cross-sectional area of 0.0079 m and a cylinder weight of 100 Η, a set of weights of 216 N must be placed on the cylinder. Then, with the shut-off device 18 closed the sampler 6 is connected directly to the shut-off device 12 or 13 or through a flexible pipe 32 to the shut-off device 12 or 13. The cylinder 14 is located as close as possible to the vertical position to create a regulatory device 20 in the form of cargo 20 ″ of the necessary back pressure. When you open the sequentially cutting device 12 or 13, the locking device 18, the products from the well fall into the space 16 of the cylinder 14 of the sampler 6 and lifts the piston 15 to its highest position, while the medium located in the space 19 above the piston 15 is forced into the outer space. The described sampler 6 with the adjusting device 20 in the form of a set of weights 20 ″, the authors consider it appropriate to apply at low saturation pressures due to the increase in the weight of the set of weights is directly proportional to the increase in pressure.

В случае выполнения регулировочного устройства 20 в виде набора грузов 20″, устанавливаемых на поршень 15, и регулируемого клапана 20′, через которое цилиндр 15 сообщен с наружным пространством, необходимо предварительно отрегулировать регулировочное устройство 20 в виде набора грузов 20″ аналогично регулировочному устройству 20 без регулировочного клапана 20′. Например, при применении конструкции стационарного пробоотборника 6 для аналогичных условий, описанных в предыдущем абзаце, с неподвижным поршнем 15 и подвижным цилиндром 14 на цилиндр 14 положить набор грузов весом, например, 100 Н, а оставшееся противодавление создать с помощью регулировочного клапана 20′. Произвести отбор пробы аналогично пробоотборнику 6 с регулировочным устройством 20 в виде регулируемого клапана 20′. Такой пробоотборник 6 позволяет отбирать пробу при давлении пробы, наиболее близком к давлению продукции, что актуально при отборе пробы легкоиспаряющейся нефти или нефтепродуктов с давлением насыщенных паров более 40 кПа.In the case of the adjustment device 20 in the form of a set of weights 20 ″, mounted on the piston 15, and an adjustable valve 20 ′ through which the cylinder 15 communicates with the external space, it is necessary to pre-adjust the adjustment device 20 in the form of a set of weights 20 ″ similar to the adjusting device 20 without control valve 20 ′. For example, when applying the design of the stationary sampler 6 for similar conditions described in the previous paragraph, with a fixed piston 15 and a movable cylinder 14, put a set of weights, for example, 100 N, on the cylinder 14, and create the remaining back pressure using the control valve 20 ′. To make a sampling similarly to sampler 6 with an adjusting device 20 in the form of an adjustable valve 20 ′. Such a sampler 6 allows you to take a sample at a sample pressure closest to the product pressure, which is important when sampling easily volatile oil or oil products with a saturated vapor pressure of more than 40 kPa.

Предложенное техническое решение существенно упрощает процесс монтажа уплотнительного ниппеля 5 (фиг. 1) и исключает нарушение техники безопасности при монтаже из-за исключения необходимости завинчивания уплотнительного ниппеля 5 в трубодержатель 1 первого ряда труб 3. Конические поверхности 8 уплотнительного ниппеля 5, взаимодействуя с фасками 9 трубодержателей 1 и 2, позволяют получить герметичное соединение и к тому же облегчают монтаж трубодержателя 2 с подвешенным вторым рядом труб 4, направляя его вдоль ниппеля 5 в необходимое положение с совмещением отверстий под шпильки (на фигурах не показаны) и шпилек шпилечных соединений 30.The proposed solution significantly simplifies the installation process of the sealing nipple 5 (Fig. 1) and eliminates the violation of safety during installation due to the elimination of the need to screw the sealing nipple 5 into the pipe holder 1 of the first row of pipes 3. The conical surface 8 of the sealing nipple 5, interacting with the chamfers 9 pipe holders 1 and 2, allow to obtain a tight connection and also facilitate the installation of pipe holder 2 with a suspended second row of pipes 4, directing it along the nipple 5 to the required position e-registration pin holes (not shown in the figures) and studs 30 hairpin compounds.

Также предложенное техническое решение позволяет производить отбор пробы с составом, максимально приближенным к составу продукции на устье скважины. Расположение точки отбора пробы, максимально приближенное к выходу колонны труб в арматуре, гарантирует гомогенность потока в зоне отбора (поток не разделен на слои, что происходит при отборе пробы на манифольдной линии системы сбора продукции), поэтому нет необходимости в применении дополнительных устройств, усложняющих конструкцию устьевой арматуры и создающих дополнительное сопротивление потоку продукции, для смешивания слоев потока продукции. За счет использования каналов 10 и 11 наименьшей длины с минимальным числом изгибов, без расширений, карманов и других несовершенств сводится к минимуму потеря энергии отбираемой пробы и основного потока - сохраняется изокинетичность потока и отбираемой пробы (равенство скоростей движения продукции в потоке и на входе в пробоотборник). Причем дополнительно исключаются места, где могут скапливаться механические примеси, парафин, отслаиваться вода, выделяться пары, газы и другие условия, препятствующие получению качественной пробы.Also, the proposed technical solution allows sampling with a composition as close as possible to the composition of the products at the wellhead. The location of the sampling point, as close as possible to the outlet of the pipe string in the valve, ensures flow homogeneity in the sampling zone (the flow is not divided into layers, which occurs when sampling on the manifold of the product collection system), therefore, there is no need to use additional devices that complicate the design wellhead fittings and creating additional resistance to the flow of products, for mixing layers of the product flow. Due to the use of channels 10 and 11 of the smallest length with a minimum number of bends, without extensions, pockets and other imperfections, the energy loss of the sample and the main stream is minimized - the flow and the sample taken are isokinetic (the velocity of the products in the stream and at the inlet of the sampler is equal) ) Moreover, places where mechanical impurities, paraffin can accumulate, water exfoliate, vapors, gases and other conditions that impede obtaining a high-quality sample can be excluded.

Устьевая арматура с завода будет комплектоваться одним или двумя пробоотборниками, поэтому исключается необходимость сварочных работ на устье скважины для приварки отводов с пробоотборными кранами, требующих принятия мер противопожарной безопасности (нейтрализация взрывоопасных газов, получение разрешения на сварочные работы и др.).The wellhead fittings from the plant will be equipped with one or two samplers, therefore, the need for welding at the wellhead to weld bends with sampling taps requiring fire safety measures (neutralization of explosive gases, obtaining permission for welding work, etc.) is eliminated.

Предложенное решение отличается простотой реализации, и оборудование возможно изготовить без специфичной оснастки. Устьевую арматуру необходимо доработать, сделав резьбовые отверстия и оборудовав пробоотборными кранами на рабочее давление арматуры.The proposed solution is simple to implement, and the equipment can be manufactured without specific equipment. The wellhead fittings must be modified by making threaded holes and equipping with sampling taps for the working pressure of the fittings.

За счет расположения отсекающих устройств 12 и 13 максимально приближенными к выходам 23 первого ряда труб 3 и 24 второго ряда труб 4 соответственно каналы 10 и 11 постоянно промываются однородным потоком продукции, что исключает вероятность засорения механическими частицами, находящимися в продукции, существенно сокращающее безотказный срок службы отсекающих устройств 12 и 13, поэтому их срок службы будет не меньше срока службы устьевой арматуры, при этом исключаются утечки из-за их неисправности и простои скважины для их устранения. По причине отбора пробы при давлении, близком к давлению потока продукции, и слива пробы из пробоотборника 6 под весом поршня 15 на внутренних стенках цилиндра 14 пробоотборника 6 вероятность отложения парафина, механических примесей и др. веществ, препятствующих качественному анализу пробы, исключается, поэтому нет необходимости в разборке пробоотборника 6 для очистки. Все остальные узлы пробоотборника 6 находятся снаружи и при необходимости могут быть в любое время отремонтированы без остановки процесса добычи. Все перечисленное в итоге приводит к снижению стоимости обслуживания и ремонта оборудования устья скважины при гарантированном выполнении своих функций.Due to the location of the shut-off devices 12 and 13 as close as possible to the exits 23 of the first row of pipes 3 and 24 of the second row of pipes 4, respectively, the channels 10 and 11 are constantly washed with a uniform flow of products, which eliminates the possibility of clogging by mechanical particles in the product, significantly reducing the trouble-free service life shut-off devices 12 and 13, therefore, their service life will be not less than the life of wellhead valves, while leaks due to malfunction and downtime of the well to eliminate them are eliminated. Due to sampling at a pressure close to the pressure of the product stream, and draining the sample from the sampler 6 under the weight of the piston 15 on the inner walls of the cylinder 14 of the sampler 6, the probability of deposition of paraffin, solids and other substances that impede the qualitative analysis of the sample is excluded, therefore, there is no the need for disassembly of the sampler 6 for cleaning. All other nodes of the sampler 6 are located outside and, if necessary, can be repaired at any time without stopping the production process. All of the above leads to a decrease in the cost of maintenance and repair of wellhead equipment with guaranteed performance of their functions.

Благодаря использованию предлагаемого устройства упрощается монтаж уплотнительного ниппеля, повышается качество отбираемой пробы за счет отбора пробы в месте, максимально приближенном к выходу колонны труб и при давлении, близком к давлению потока, исключаются сварочные работы на устье скважины для приварки пробоотборных кранов с отводами, упрощаются конструкция, изготовление и ремонт устьевого оборудования, снижается его металлоемкость за счет исключения катушки при удовлетворительных габаритах, что в совокупности позволяет существенно снизить стоимость изготовленного на основе предлагаемого решения устьевого оборудования и стоимость его обслуживания.Thanks to the use of the proposed device, the installation of the sealing nipple is simplified, the quality of the sample taken is improved by taking the sample at a place as close as possible to the outlet of the pipe string and at a pressure close to the flow pressure, welding at the wellhead for welding sampling valves with taps is excluded, the design is simplified , manufacture and repair of wellhead equipment, its metal consumption is reduced due to the exclusion of the coil with satisfactory dimensions, which together allows substantially reduce the cost of wellhead equipment manufactured on the basis of the proposed solution and the cost of its maintenance.

Claims

1. The equipment of the wellhead, including the pipe holders of the first and second rows of pipes, the sealing nipple of the first row, samplers, characterized in that the sealing nipple is made in the form of a sleeve with conical surfaces at the ends, and chamfers are made in the pipe holders of the first and second rows tight interaction with the corresponding conical surfaces of the sealing nipple, and the pipe holders are equipped with appropriate sampling channels, as close as possible to the passages of the rows of pipes, while the sampling channels are equipped with appropriate shutoff devices, the wellhead equipment is equipped with one or two samplers, each sampler being made in the form of a hollow plugged cylinder with a piston, the space of which between the piston and the plugged part is communicated with the corresponding sampling channel through an additional shutoff the device, the other space of the cylinder is in communication with the outer space, and each sampler is equipped with an adjustment device, The created back pressure not exceeding a pressure corresponding to the sampling passage, but excluding degassed sample.

2. Wellhead equipment according to claim 1, characterized in that the adjusting device is made in the form of an adjustable valve through which the cylinder of the sampler is in communication with the outer space.

3. The equipment of the wellhead according to claim 1, characterized in that the cylinder of the sampler is installed vertically with communication with the outer space from above, and the adjusting device is made in the form of a set of weights mounted on a piston or cylinder.

4. The wellhead equipment according to claim 1, characterized in that the sampler cylinder is mounted vertically with communication with the outer space from above, and the adjusting device is made in the form of a set of weights mounted on the piston or cylinder, and an adjustable valve through which the sampler cylinder is in communication with outside space.