RU2563845C2 - Sealing method of cavity of pipes and annular space of well; pgu-2 anti-syphonage sealing device; pk-1 washing coil - Google Patents
Sealing method of cavity of pipes and annular space of well; pgu-2 anti-syphonage sealing device; pk-1 washing coil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2563845C2 RU2563845C2 RU2013155338/03A RU2013155338A RU2563845C2 RU 2563845 C2 RU2563845 C2 RU 2563845C2 RU 2013155338/03 A RU2013155338/03 A RU 2013155338/03A RU 2013155338 A RU2013155338 A RU 2013155338A RU 2563845 C2 RU2563845 C2 RU 2563845C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- sealing
- swivel
- cavity
- well
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 250
- 238000005406 washing Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 37
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 37
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 37
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims abstract description 34
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims abstract description 34
- 241000239290 Araneae Species 0.000 claims abstract description 20
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 16
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 11
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 18
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 17
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 12
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 claims description 10
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 9
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 8
- 206010011878 Deafness Diseases 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 4
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 2
- 241000282326 Felis catus Species 0.000 claims 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 9
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 abstract 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 3
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/061—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams
- E21B33/062—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams with sliding rams
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к технике и технологии герметизации полости труб и затрубного пространства скважины во время проведения спуско-подъемных операций, при газонефтеводопроявлениях - «выбросах» (кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции раствора глушения энергией расширяющего газа) с контролируемым состоянием скважины.The group of inventions relates to a technique and technology for sealing a pipe cavity and annular space of a well during tripping, during oil and gas manifestations - “emissions” (short-term, intensive displacement of a portion of a damping solution by the energy of an expanding gas from a well) with a controlled state of the well.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для предотвращения разливов и выбросов скважинной жидкости ее сбора, отвода с рабочей зоны во время спуска - подъема при свинчивании и развинчивании колонны НКТ и БТ.The invention relates to the oil industry and is intended to prevent spills and emissions of the well fluid of its collection, drain from the working area during descent - ascent during make-up and unscrewing of the tubing string and BT.
Известно устройство для предотвращения разбрызгивания скважинной жидкости (а.с. №1355691, МПК Е21В 33/08, 1986 г.).A device is known for preventing spraying of wellbore fluid (and.with. No. 1355691, IPC ЕВВ 33/08, 1986).
Устройство содержит корпус, состоящий из двух шарнирно соединенных частей, верхний и нижний уплотнительные узлы, содержащие кольцевые прокладки, состоящие из двух частей, соответствующие частям корпуса и отводной патрубок для слива жидкости.The device comprises a housing consisting of two pivotally connected parts, upper and lower sealing assemblies containing annular gaskets consisting of two parts corresponding to parts of the housing and an outlet pipe for draining the liquid.
Известно устройство для предотвращения разбрызгивания скважинной жидкости КГУ (камера грязевая универсальная) включающая корпус, состоящий из двух шарнирно соединенных частей, с верхними и нижними, съемными уплотнительными узлами и съемными прокладками соответствующие частям корпуса, содержащие комплект сменных прокладок, уплотнительные узлы снабжены элементами фиксации прокладок, выполненные в виде выступов на внутренней поверхности корпуса со штырями с головками и сегментов с фигурными отверстиями, части которых имеют размеры и расположены соответственно ножке и головке штырей, при этом в сменных прокладках выполнены отверстия, соответствующие ножкам штырей. (ПМ RU №30827 14.01.2003.) Источник информации «Роспатент-Реестры»A device is known for preventing spraying of KGU well fluid (universal mud chamber) comprising a housing consisting of two articulated parts with upper and lower removable sealing assemblies and removable gaskets corresponding to housing parts containing a set of replaceable gaskets, the sealing assemblies are provided with gasket fixation elements, made in the form of protrusions on the inner surface of the housing with pins with heads and segments with curly holes, parts of which are sized and Position the leg and head, respectively the pins, while in interchangeable strips are provided with holes corresponding to the legs of the pins. (PM RU No. 30827 01/14/2003.) Source of information "Rospatent-Registers"
Недостатками данных устройств является невозможность герметизации полости труб при их сборке - разборке (свинчивании и развинчивании) во время проведения спуско-подъемных операций при проявлении скважины через полость НКТ или БТ без разливов и выбросов скважинной жидкости с контролируемым газонефтеводопроявлением.The disadvantages of these devices are the inability to seal the pipe cavity during their assembly - disassembly (make-up and unscrewing) during the hoisting operations during the development of the well through the tubing or borehole cavity without spills and emissions of the well fluid with controlled gas and oil occurrence.
Наиболее близким по назначению является полезная модель, противосифонное устройство «ПУ-1», но оно применимо только во время подъема колонны, при наличии жидкости в полости труб. (ПМ RU №132480 29.03.2013.)The closest to the destination is the utility model, the anti-siphon device "PU-1", but it is applicable only during the lifting of the column, in the presence of fluid in the pipe cavity. (ПМ RU №132480 03/29/2013.)
Известен комплекс технологического герметизирующего оборудования КГОМ для герметизации затрубного пространства при промывке скважины с одновременным продвижением насосно-компрессорной трубы вдоль уплотнительной манжеты состоящий из: корпуса, выполненного в виде катушки с коническим отверстием для установки вставок, двух фланцевых соединений в верхнем из которых размещены боковые винтовые упоры (ползуны) для фиксации вставок в основании и вставки в виде металлического кольца с установленным на нем уплотнительной манжетой. Инф. На сайте «СибТехОйл».A well-known complex of technological sealing equipment KGOM for sealing the annulus during the flushing of the well with the simultaneous advancement of the tubing along the sealing sleeve consisting of: a housing made in the form of a coil with a tapered hole for installing inserts, two flange connections in the upper of which are located side screw stops (sliders) for fixing the inserts in the base and inserts in the form of a metal ring with a sealing collar installed on it. Inf. On the site of SibTechOil.
Известна катушка промывочная содержащая основание, выполненное в виде катушки с фланцами, один из которых предназначен для соединения с устьевым оборудованием скважины, уплотнительную втулку из упругого материала с выполненными на ее внутренней поверхности канавками, распорную втулку, расположенную в катушке на внутреннем буртике и регулируемую гидравлическую связь гидропривода, распорная втулка имеет фланец, другой фланец катушки предназначен для связи с фланцем распорной втулки при помощи резьбовых шпилек и гаек, на наружной поверхности уплотнительной втулки выполнено нечетное число канавок, количество канавок на внутренней поверхности уплотнительной втулки четное, а в стенке катушки установлен штуцер для регулируемой гидравлической связи гидропривода со средней канавкой уплотнительной втулки. (Патент РФ №2264527)Known flushing coil containing the base, made in the form of a coil with flanges, one of which is designed to connect with wellhead equipment, a sealing sleeve made of elastic material with grooves made on its inner surface, an expansion sleeve located in the coil on the inner flange and adjustable hydraulic connection hydraulic drive, the spacer sleeve has a flange, the other coil flange is designed to communicate with the spacer sleeve flange using threaded rods and nuts, for external rotation In addition, an odd number of grooves is made, the number of grooves on the inner surface of the sealing sleeve is even, and a fitting is installed in the coil wall for adjustable hydraulic connection of the hydraulic actuator with the middle groove of the sealing sleeve. (RF patent No. 2264527)
Недостатками этих устройств является быстрый износ и деформация уплотнительной манжеты при колебаниях подвески насосно-компрессорных или буровых труб и при отсутствии центровки мачты с устьем скважины. Невозможность горизонтального вращения вокруг своей оси и величины рабочего хода вставки (металлического кольца) в радиальном направлении.The disadvantages of these devices are the rapid wear and deformation of the sealing sleeve when the suspension of the tubing or drill pipe and in the absence of centering of the mast with the wellhead. The impossibility of horizontal rotation around its axis and the magnitude of the stroke of the insert (metal ring) in the radial direction.
Целью изобретения является:The aim of the invention is:
- создание способа и устройств обеспечивающих герметизацию затрубного пространства скважины и полости труб при их сборке -разборке (свинчивании и развинчивании) во время проведения спуско-подъемных операций на проявляющих скважинах с контролируемым газонефтеводопроявлением в частности:- the creation of a method and devices for sealing the annular space of the borehole and pipe cavity during their assembly-disassembly (screwing and unscrewing) during the round-trip operations on developing wells with controlled gas and oil occurrence, in particular:
- защита окружающей среды от скважинной жидкости;- environmental protection against well fluid;
- сокращение объемов закачиваемой жидкости в добывающую скважину-продуктивный пласт;- reduction in the volume of injected fluid into the producing well-reservoir;
- сохранение каллекторских свойств пласта;- preservation of reservoir properties of the reservoir;
- расширение арсенала технических средств;- expansion of the arsenal of technical means;
- усовершенствование конструкции;- improvement of the design;
- уменьшение времени на продолжительность ремонта скважины;- reduction of time for the duration of well repair;
- снижение материальных затрат на проведение ремонта;- reduction of material costs for repairs;
- улучшение условий и охраны труда:- improvement of working conditions and labor protection:
Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION
При освоении, текущем и капитальном ремонте скважин существует ряд проблем связанных с проявляющими скважинами в частности:During development, maintenance and overhaul of wells, there are a number of problems associated with developing wells, in particular:
- излив нагнетательных скважин по поддержанию пластового давления (ППД) во время ремонта;- spout of injection wells to maintain reservoir pressure (RPM) during repair;
- периодические выбросы газовых шапок нефтяных скважин в особенности скважин с несколькими одновременно вскрытыми и эксплуатируемыми продуктивными пластами, имеющими разные параметры газового фактора, пластового давления и т.д.- periodic emissions of gas caps of oil wells, in particular wells with several simultaneously opened and exploited productive formations having different parameters of the gas factor, reservoir pressure, etc.
- излив скважинной жидкости и выбросы газовых шапок во время промывки скважины при наращивании труб в особенности при освоении скважин после гидроразрыва пласта;- spilling of the wellbore fluid and gas cap emissions during the flushing of the well during pipe extension, especially when developing wells after hydraulic fracturing;
- неоднократные глушения проявляющих скважин за время проведения ремонта с перерасчетами на более тяжелые растворы;- repeated jamming of developing wells during the repair, with recalculations for heavier solutions;
- негативное влияние тяжелых растворов и их составов на каллекторские свойства пласта;- the negative impact of heavy solutions and their compositions on the reservoir properties of the reservoir;
- подъем НКТ или БТ с сифоном после работы с устройствами для очистки призабойной зоны пласта (УОПЗП) и очистки забоя скважин (УОЗС), или освоения скважины, или после бурения, или при подъеме установки ЭЦН с не сбившимся сливным клапаном;- tubing or tubing lift with a siphon after working with devices for cleaning the bottom-hole zone of the formation (UOPZP) and cleaning the bottom of the wells (UOZS), or developing the well, or after drilling, or when lifting the ESP unit with a non-collapsed drain valve;
- вытеснение скважинной жидкости во время спуска колонны труб;- displacement of the well fluid during the descent of the pipe string;
- большие объемы закачиваемой жидкости в добывающую скважину продуктивный пласт;- large volumes of injected fluid into the producing well production reservoir;
- продолжительный ремонт;- continuous repair;
- значительные экономические потери, при использовании дополнительных жидкостей глушения;- significant economic losses when using additional kill fluids;
- дополнительные затраты на привлечение техники;- additional costs for attracting equipment;
- загрязнение окружающей среды скважинной жидкостью:- environmental pollution by well fluid:
Расчетные жидкости глушения по данным характеристик и параметров пласта в некоторых случаях не выполняют своих функций, в особенности на скважинах после проведения гидроразрыва и одновременно нескольких вскрытых и эксплуатируемых продуктивных пластов, что доказывает практика, когда один из пластов отдает, а другой поглощает. Из-за вытеснения жидкости при ремонте нагнетательных скважин и периодических выбросов газовых шапок (кратковременных интенсивных вытеснений из скважины порции раствора глушения, энергии расширяющегося газа) на нефтяных скважинах, прибегают к повторному глушению скважины или промывки газовых шапок более тяжелыми растворами глушения. Даже при незначительных избыточных давлениях до 5 атмосфер, и ниже которые возникают периодически при выносе газовой шапки приходится останавливать производственный процесс и прибегать к повторному глушению и/или промывки скважины порой по 3-4 и более раз за время проведения ремонта на данной скважине с перерасчетами на более тяжелые растворы.The estimated killing fluids according to the characteristics and parameters of the formation in some cases do not fulfill their functions, especially in wells after hydraulic fracturing and at the same time several open and exploited productive formations, which is proved by practice when one of the layers gives up and the other absorbs. Due to fluid displacement during repair of injection wells and periodic discharges of gas caps (short-term intensive displacements from a well of a portion of a killing solution, expanding gas energy) in oil wells, they resort to re-killing a well or flushing gas caps with heavier killing solutions. Even with slight excess pressures of up to 5 atmospheres, and lower that occur periodically when the gas cap is removed, it is necessary to stop the production process and resort to re-killing and / or flushing the well at times 3-4 or more times during the repair work on this well with recalculations to heavier solutions.
Существующие на данный момент устройства, не решают вышеперечисленных проблем.Existing devices at the moment do not solve the above problems.
В предложенном способе с противосифонным герметизирующим устройством «ПГУ-2», промывочной катушкой «ПК-1» и промывочным вертлюгом, решается задача герметизации полости труб и затрубного пространства скважины во время проведения спуско-подъемных операций при ГНВП - «выбросах» без разливов скважинной жидкости с контролируемым состоянием скважины.In the proposed method with an anti-siphon sealing device “PGU-2”, a washing coil “PK-1” and a washing swivel, the problem of sealing the pipe cavity and the annular space of the well during the round-trip operations during GNPP - “outbursts” without spills of the well fluid is solved with controlled well condition.
Создание противосифонного устройства «ПГУ-2», обеспечило герметизацию полости труб при сборке - разборке колонны НКТ или БТ. Решение с телескопической камерой сделало возможным герметичное свинчивание и развинчивание колонны НКТ или БТ при ГНВП в трубки. Взаимосвязанные части (цилиндрические кольца) выполнены из металлической конструкции, а герметизирующие элементы из эластичного материала.The creation of the PGU-2 anti-siphon device ensured the sealing of the pipe cavity during assembly - disassembly of the tubing string or BT. The solution with a telescopic camera made it possible to tightly screw and unscrew the tubing string or BT string during GNVP into the tubes. The interconnected parts (cylindrical rings) are made of metal construction, and the sealing elements are made of elastic material.
Конструкция с тремя герметизирующими узлами способных вращаться горизонтально вокруг своей оси независимо друг от друга с размещенными в верхнем и нижнем трубными, а среднем глухими плашками, обеспечила при свинчивании и развинчивании колонны труб герметичность камеры, корпус герметизирующего узла выполнен из металлической конструкции, а плашки из армированной и/или тканевой резины с металлическим сердечником и/или корпусом.The design with three sealing units capable of rotating horizontally around its axis independently from each other with dies, located on the top and bottom, and, on average, blank dies, ensured chamber tightness when screwing and unscrewing the pipe string; and / or fabric rubber with a metal core and / or body.
Создание промывочной катушки обеспечило при проведении спуско-подъемных операций надежную защиту затрубного пространства от разливов и выбросов скважинной жидкости. Создание полости между двумя фланцами, в котором размещено кольцо с установленным на нем уплотнительным элементом и эластичным сальником, обеспечило надежную герметичность при прохождении колонны труб через сальник за счет возможности горизонтального вращения кольца вокруг своей оси и величины рабочего хода в радиальном направлении не менее 40 мм, соответственно с общей величиной хода от одной границы до другой, не менее 80 мм. Это решение исключило преждевременный износ эластичного сальника и его деформацию, что происходит из-за постоянных колебаний колонны НКТ или БТ и на искривленных скважинах при отсутствии центровки мачты с устьем скважины. В этих случаях кольцо с сальником движется вместе с трубой по направлению его движения. Все параметры выполнены с тем расчетом, что даже при полном отсутствии центровки мачты с устьем скважины обеспечен безопасный проход колонны труб с присоединительными муфтами через кольцо с сальником. Также эта система актуальна в устьевой арматуре для проведения гидроразрыва пласта в блоке ГРП в катушке проходной промывочной и в тех оборудованиях, где применяется сальниковая система герметизации затрубного пространства. Так как в большинстве случаев при выполнении операции по срыву пакера после проведения ГРП происходит деформация герметизирующего сальника, вследствие чего выброс скважинной жидкости через затрубное пространство и опасность возникновения открытого фонтана. Корпус промывочной катушки и кольцо выполнены из металлической конструкции, а герметизирующий элемент и сальник из эластичного материала.The creation of a flushing coil provided during hoisting operations reliable protection of the annulus from spills and outbursts of well fluid. The creation of a cavity between two flanges, in which a ring with a sealing element mounted on it and an elastic gland is placed, ensured reliable tightness when the pipe string passes through the gland due to the possibility of horizontal rotation of the ring around its axis and a working stroke in the radial direction of at least 40 mm, accordingly, with a total stroke from one border to another, not less than 80 mm. This decision eliminated the premature wear of the elastic gland and its deformation, which occurs due to the constant fluctuations of the tubing string or BT and in deviated wells in the absence of centering of the mast with the wellhead. In these cases, the ring with the gland moves with the pipe in the direction of its movement. All parameters are made with the expectation that even in the absence of centering of the mast with the wellhead, a safe passage of the pipe string with connecting couplings through the ring with the stuffing box is ensured. Also, this system is relevant in wellhead fittings for hydraulic fracturing in the hydraulic fracturing unit in the through-flow flushing coil and in those equipment where the stuffing box system for sealing the annulus is used. Since in most cases, during the operation to disrupt the packer after hydraulic fracturing, the sealing gland deforms, resulting in the ejection of well fluid through the annulus and the risk of an open fountain. The body of the flushing coil and the ring are made of metal construction, and the sealing element and stuffing box are made of elastic material.
Основным преимуществом предлагаемого способа является - новизна подхода к сборке - разборке, свинчивании и развинчивании резьбовых соединений во время спуско-подъемных операций при сифоне и проявлении скважины, как через полость НКТ или БТ, так и по затрубному пространству.The main advantage of the proposed method is the novelty of the assembly – disassembly, screwing and unscrewing of threaded joints during tripping and siphoning and developing a well, both through the tubing or tubing cavity and through the annulus.
Устройство позволит производить спуско-подъемные операции НКТ и БТ на скважинах при ГНВП - «выброс» (кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции раствора глушения, энергией расширяющего газа) в трубки и в затруб, что позволит сэкономить раствор глушения и позволит производить СПО без доп.глушения, т.е. производство работ одновременно на депрессии в отношении одних пластов и равновесии для других при ремонте скважин с одновременной эксплуатацией нескольких пластов.The device will make it possible to carry out tripping of tubing and BT in wells with GNVP - “ejection” (short-term, intensive displacement of a portion of a silencing solution by the energy of an expanding gas) from a well into a pipe and into an annulus, which will save the silencing solution and will allow for a shutdown without additional silencing, i.e. the work is simultaneously depressed in relation to some formations and equilibrium for others during well repair with the simultaneous operation of several formations.
Цель изобретения достигается за счет следующих решений:The purpose of the invention is achieved by the following solutions:
Способ герметизации полости труб и затрубного пространства скважины во время проведения спуско-подъемных операций при газонефтеводопроявлениях с контролируемым состоянием скважины включает монтаж превентора с трубными плашками, проходной диаметр которых соответствует наружному диаметру труб находящихся в скважине, монтаж на верхний фланец превентора промывочной катушки включающей основание с тремя фланцами, в которых выполнены кольцевые канавки под уплотнительные кольца и радиальные отверстия под шпильки, нижний фланец предназначен для соединения с устьевым оборудованием скважины, а средний и верхний связаны между собой причем, один из них содержит горизонтальную радиальную расточку образующую совместно с другим полость, в котором размещено кольцо, на кольце выполнен бурт с установленным на нем эластичным сальником и паз с размещенным в нем кольцевым уплотнительным элементом, кольцо имеет возможность горизонтального вращения вокруг своей оси и величину рабочего хода в радиальном направлении, на боковой стенке основания выполнено резьбовое отверстие для установки в него манометра, монтаж слайдера на съемный фланец промывочной катушки который удерживает колонну труб, установку на полумесяц слайдера противосифонного герметизирующего устройства включающего телескопическую камеру, имеющую большую величину осевого рабочего хода, состоящую из нескольких взаимосвязанных частей которые содержат подпружиненные стопорные элементы, размещенные в пазах с возможностью возвратно- поступательного действия, имеющие с одной стороны угол уклона для возможности возврата в исходное положение при движении камеры вниз, или стопорные бурты, или упоры, или пальцы и, по меньшей мере, два кольцевых паза один из которых взаимодействует с подпружиненными стопорными элементами, а в другом размещено уплотнительное кольцо, три герметизирующих узла образующие совместно с камерой полость для осевого перемещения, нижний и средний связаны с камерой, а верхний со средним, за счет связующих колец размещенных на герметизирующих узлах и имеет возможность горизонтального вращения вокруг своей оси независимо от среднего герметизирующего узла за счет стопорных шаров установленных, по меньшей мере, в одной радиальной полости которую образуют совместно два полукруглых канала расположенных друг напротив друга, один из которых выполнен на наружной части связующего кольца одного герметизирующего узла, а второй с внутренней стороны связующего кольца другого герметизирующего узла причем, связующие кольца имеют, по меньшей мере, одно радиальное отверстие с резьбовым соединением для установки через него в радиальную полость стопорных шаров и заглушки, в связующих кольцах выполнены кольцевые пазы с размещенными в них кольцевыми уплотнительными элементами, в нижнем и верхнем герметизирующих узлах установлены трубные, а в среднем глухие плашки, связанные с ведущими винтовыми, или шарнирно-рычажными, или пневматическими, или гидравлическими приводами возвратно-поступательного действия, образующие совместно с крышками полость для приводов плашек, для подъема среднего и верхнего герметизирующих узлов, устройство содержит пневматические, или гидравлические, или механические цилиндры, или шарнирно-рычажные приводы, или шарнирно-рычажные приводы с зубчатым механизмом рейка-шестерня, установленные между нижним и средним герметизирующими узлами, содержащие в своей конструкции телескопическую рейку, необходимую для совершения телескопической камерой возвратно-поступательных действий, камера содержит резьбовое отверстие с установленным в нем манометром для контроля за давлением внутри камеры и отверстие с отводным патрубком для слива жидкости, к которому закреплен шаровой кран со шлангом высокого давления, второй конец которого выведен на емкости-сборники, монтаж разрядной линии от затрубной задвижки к емкостям-сборникам, монтаж к боковому отводу вертлюга шланга высокого давления, второй конец которого выведен на емкости-сборники с установленным манометром для контроля за давлением в полости труб после чего, во время спуска или подъема труб, при появлении первых признаков газонефтеводопроявлений колонну труб сажают на клинья спайдера так, чтобы присоединительная муфта трубы находилась между верхним герметизирующим узлом, при статическом положении противосифонного устройства и гидравлическим ключом, закрываются трубные плашки нижнего герметизирующего узла ниже муфты на теле трубы находящейся в скважине, приподнимаются средний с верхним герметизирующие узлы вручную, или с помощью вспомогательной лебедки, или с помощью пневматических, или гидравлических, или механических цилиндров, или шарнирно-рычажного привода или шарнирно-рычажного привода с зубчатым механизмом рейка-шестерня, установленных между нижним и средним герметизирующими узлами, содержащих в своей конструкции телескопическую рейку, необходимую для совершения телескопической камерой возвратно-поступательных действий, закрываются глухие плашки среднего герметизирующего узла над присоединительной муфтой трубы находящейся в скважине, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и средним герметизирующими узлами далее через отводной патрубок по шлангу высокого давления к емкостям- сборникам, при этом контроль за давлением внутри камеры происходит за счет установленного на ней манометра, а затрубное пространство выше превентора герметизирует промывочная катушка и разрядка затрубного пространства происходит через затрубную задвижку далее по разрядной линии к емкостям -сборникам, при этом контроль за давлением в затрубном пространстве происходит за счет манометра установленного в промывочной катушке, устанавливается вертлюг с патрубком, на конце которого установлена муфта с ниппельным резьбовым соединением в полость между верхним и средним герметизирующими узлами до глухих плашек среднего герметизирующего узла, причем наружный диаметр патрубка вертлюга соответствует наружному диаметру труб находящихся в скважине и проходному диаметру трубных плашек верхнего герметизирующего узла, трубные плашки верхнего герметизирующего узла закрываются устанавливаясь на теле патрубка вертлюга, разводятся глухие плашки среднего герметизирующего узла, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и верхним герметизирующими узлами и через вертлюг, верхний и средний герметизирующие узлы вместе с вертлюгом опускается до установки ниппельной части резьбового соединения патрубка вертлюга в присоединительную муфту трубы, вручную наворачивают не менее пяти-шести оборотов, убедившись в правильности зацепа заворот, осуществляют с усилителем или гидравлическим ключом, причем разрядка полости труб в это время происходит через вертлюг по шлангу высокого давления к емкостям-сборникам, после этого разводят трубные плашки верхнего и нижнего герметизирующих узлов опускается средний с верхним герметизирующие узлы в исходное положение, зацепляют элеватор за присоединительную муфту вертлюга или трубы, освобождают с клиньев спайдера колонну труб и поднимают трубу из скважины, сажают колонну труб на клинья спайдера, заводят гидравлический ключ, устанавливают задержку за присоединительную муфту трубы, отворачивают поднятую трубу на два-три витка убедившись, что муфта не отворачивается вместе с трубой устанавливают трубные плашки нижнего герметизирующего узла ниже муфты на теле трубы находящейся в скважине, затем приподнимают средний с верхним герметизирующие узлы и устанавливают трубные плашки верхнего герметизирующего узла выше муфты на теле поднятой трубы, отворачивается поднятая труба, вместе с трубой происходит вращение верхнего герметизирующего узла независимо от среднего, выводится гидравлический ключ, после этого труба для расстыковки приподнимается вместе с верхним и средним герметизирующими узлами за счет плотно прижатых трубных плашек к телу поднятой трубы и большой величины осевого рабочего хода камеры, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и верхним герметизирующими узлами и через вертлюг, после этого закрываются глухие плашки среднего герметизирующего узла над присоединительной муфтой трубы находящейся в скважине отсекая тем самым верхний герметизирующий узел и поднятую трубу, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и средним герметизирующими узлами, трубные плашки верхнего герметизирующего узла разводятся и поднятая труба опускается, отворачивается вертлюг и устанавливается патрубком в полость между верхним и средним герметизирующими узлами до глухих плашек среднего герметизирующего узла, трубные плашки верхнего герметизирующего узла закрываются устанавливаясь на теле патрубка вертлюга, разводятся глухие плашки среднего герметизирующего узла, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и верхним герметизирующими узлами и через вертлюг, верхний и средний герметизирующие узлы вместе с вертлюгом опускаются до установки ниппельной части резьбового соединения патрубка вертлюга в присоединительную муфту трубы находящейся в скважине, вручную заворачивают не менее пяти-шести оборотов, убедившись в правильности зацепа заворот, осуществляют с усилителем или гидравлическим ключом, причем разрядка полости труб в это время происходит через вертлюг, после этого разводят трубные плашки верхнего и нижнего герметизирующих узлов, верхний и средний герметизирующие узлы опускаются в исходное положение, освобождают с клиньев спайдера колонну труб и поднимают следующую трубу из скважины, при необходимости герметизации скважины на трубу наворачивают шаровой кран, опускают муфту под плашки превентора, закрывают превентор устанавливая трубные плашки на теле дистанционного патрубка шарового крана, закрывают шаровой кран, затем затрубные задвижки, после чего ставят на замер избыточного давления.A method of sealing a pipe cavity and annular space of a well during tripping during gas and oil manifestations with a controlled condition of the well includes installing a preventer with pipe dies, the bore diameter of which corresponds to the outer diameter of the pipes located in the well, mounting a base with three on the upper flange of the washing coil preventer flanges in which annular grooves for sealing rings and radial holes for studs are made, the lower flange is designed chen for connecting with the wellhead equipment, and the middle and upper are interconnected, one of them containing a horizontal radial bore forming, together with the other, the cavity in which the ring is placed, a collar is made on the ring with an elastic gland installed on it and a groove with ring sealing element, the ring has the ability to rotate horizontally around its axis and the magnitude of the stroke in the radial direction, on the side wall of the base there is a threaded hole for installation new to it are the manometers, mounting the slider on a removable flange of the washing coil that holds the pipe string, installing on the crescent of the slider an anti-siphon sealing device comprising a telescopic camera having a large axial working stroke, consisting of several interconnected parts that contain spring-loaded locking elements placed in grooves with the possibility of reciprocating action, having on one side a slope angle to be able to return to its original position when moving and downward chambers, or retaining collars, or stops, or fingers, and at least two annular grooves, one of which interacts with spring-loaded retaining elements, and the other has a sealing ring, three sealing assemblies forming a cavity for axial movement together with the camera, the lower and middle ones are connected with the camera, and the upper one with the middle, due to the connecting rings placed on the sealing nodes and has the ability to rotate horizontally around its axis regardless of the middle sealing node due to the feet balloons installed in at least one radial cavity which are formed jointly by two semicircular channels located opposite each other, one of which is made on the outer part of the connecting ring of one sealing assembly, and the second on the inside of the connecting ring of another sealing assembly, the connecting rings have at least one radial hole with a threaded connection for installation through it in the radial cavity of the locking balls and plugs, annular rings are made in the connecting rings clamps with annular sealing elements located in them, pipe and, on average, blind dies are connected in the lower and upper sealing assemblies associated with leading screw, or articulated, pneumatic, or hydraulic reciprocating drives, which form a cavity together with the covers for ram drives, for lifting the middle and upper sealing units, the device contains pneumatic, or hydraulic, or mechanical cylinders, or articulated lever actuators, or articulated linkage drives with a rack-and-pinion gear mechanism mounted between the lower and middle sealing units, containing in their design a telescopic rack necessary for the reciprocating actions of the telescopic camera, the camera contains a threaded hole with a pressure gauge installed in it to control the pressure inside the camera and a hole with a drain pipe for draining the liquid, to which a ball valve with a high pressure hose is fixed, the second end of which is displayed on the collection tanks, mon even the discharge line from the annular valve to the collection tanks, installation of a high pressure hose swivel to the lateral branch of the swivel, the second end of which is led to the collection tanks with a pressure gauge installed to control the pressure in the pipe cavity, after which, when lowering or raising pipes, when of the first signs of gas and oil manifests, the pipe string is placed on the spider wedges so that the pipe coupling is between the upper sealing unit, with the anti-siphon device in a static position and hydraulically with a key, the pipe dies of the lower sealing assembly are closed below the coupling on the pipe body located in the borehole, the middle sealing with the upper sealing assemblies are lifted manually, or using an auxiliary winch, or using pneumatic, or hydraulic, or mechanical cylinders, or an articulated lever drive or articulated lever drive with gear rack-and-pinion mechanism installed between the lower and middle sealing nodes, containing in its design a telescopic rack necessary for making by a telescopic reciprocating chamber, the blind plates of the middle sealing assembly over the pipe connecting sleeve located in the well are closed, and the pipe cavity is discharged at this time inside the chamber between the lower and middle sealing assemblies further through the outlet pipe through the high pressure hose to the collection tanks while the pressure inside the chamber is controlled by a pressure gauge installed on it, and the annulus above the preventer is sealed by the flushing the coil and the annulus are discharged through the annular valve further along the discharge line to the collection tanks, while the pressure in the annulus is controlled by a pressure gauge installed in the washing coil, a swivel with a pipe is installed, at the end of which there is a coupling with a threaded connection in the cavity between the upper and middle sealing nodes to the deaf dies of the middle sealing node, and the outer diameter of the swivel nozzle corresponds to the outer diameter for pipes located in the borehole and the bore diameter of the tube dies of the upper sealing unit, the tube dies of the upper sealing unit are closed mounted on the body of the swivel nozzle, deaf dies of the middle sealing unit are bred, and the pipe cavity is discharged inside the chamber between the lower and upper sealing units and through the swivel, the upper and middle sealing units together with the swivel are lowered to install the nipple part of the threaded connection of the swivel nozzle in the the pipe extension sleeve is manually screwed up for at least five to six revolutions, making sure that the turn-in hook is correct, carried out with an amplifier or hydraulic wrench, and at that time the pipe cavity is discharged through the swivel through the high-pressure hose to the collection vessels, after which the pipe dies are bred of the upper and lower sealing nodes, the middle and upper sealing nodes are lowered to the initial position, the elevator is hooked to the swivel or pipe coupling, released from the wedges of the spider well, pipe and lift the pipe from the well, put the pipe string on the spider wedges, start the hydraulic wrench, set the delay for the pipe connection sleeve, turn the pipe up by two or three turns, making sure that the pipe does not turn off and install the pipe dies of the lower sealing unit below the couplings on the body of the pipe located in the well, then lift the middle with the upper sealing units and install pipe dies of the upper sealing unit above the coupling on the body of the raised pipe, unscrewing raised pipe, together with the pipe, the upper sealing unit rotates regardless of the middle one, a hydraulic wrench is removed, after which the pipe for undocking is raised together with the upper and middle sealing units due to the tightly pressed pipe dies to the body of the raised pipe and the large axial working stroke of the chamber moreover, the discharge of the pipe cavity at this time occurs inside the chamber between the lower and upper sealing nodes and through the swivel, after which the blind dies of the middle seal are closed unit above the pipe coupling located in the well thereby cutting off the upper sealing unit and the raised pipe, while the discharge of the pipe cavity at this time occurs inside the chamber between the lower and middle sealing units, the tube dies of the upper sealing unit are bred and the raised pipe is lowered, the swivel is turned and is installed by a pipe in the cavity between the upper and middle sealing units to the blind dies of the middle sealing unit, the pipe dies of the upper sealing unit of the assembly are closed by being installed on the body of the swivel nozzle, blind plates of the middle sealing assembly are bred, and at this time the tube cavity is discharged inside the chamber between the lower and upper sealing assemblies and through the swivel, the upper and middle sealing assemblies together with the swivel are lowered until the nipple part of the threaded joint is installed the swivel nozzle in the pipe connecting sleeve located in the well is manually wrapped for at least five to six revolutions, making sure that the inversion is correct, They are mounted with an amplifier or hydraulic wrench, and at that time the pipe cavity is discharged through the swivel, after which the tube dies of the upper and lower sealing units are opened, the upper and middle sealing units are lowered to their original position, the pipe string is released from the spider wedges and the next pipe is lifted from wells, if it is necessary to seal the wells, a ball valve is screwed onto the pipe, lower the coupling under the preventer dies, close the preventer by installing pipe dies on the remote atrubka ball valve, the ball valve is closed, then the valve annulus, and then put on the metering overpressure.
Противосифонное герметизирующее устройство для герметизации полости труб при проведении спуско-подъемных операций включает телескопическую камеру, имеющую большую величину осевого рабочего хода, состоящую из нескольких взаимосвязанных частей которые содержат подпружиненные стопорные элементы, размещенные в пазах с возможностью возвратно- поступательного действия, имеющие с одной стороны угол уклона для возможности возврата в исходное положение при движении камеры вниз стопорные бурты, или упоры, или пальцы и по меньшей мере два кольцевых паза, один из которых взаимодействует с подпружиненными стопорными элементами, а в другом размещено уплотнительное кольцо, три герметизирующих узла, образующие совместно с камерой полость для осевого перемещения, нижний и средний связаны с камерой, а верхний со средним, за счет связующих колец размещенных на герметизирующих узлах и имеет возможность горизонтального вращения вокруг своей оси независимо от среднего герметизирующего узла за счет стопорных шаров установленных, по меньшей мере, в одной радиальной полости которую образуют совместно два полукруглых канала расположенных друг напротив друга, один из которых выполнен на наружной части связующего кольца одного герметизирующего узла, а второй с внутренней стороны связующего кольца другого герметизирующего узла причем, связующие кольца имеют, по меньшей мере, одно радиальное отверстие с резьбовым соединением для установки через него в радиальную полость стопорных шаров и заглушки, в связующих кольцах выполнены кольцевые пазы с размещенными в них кольцевыми уплотнительными элементами, в нижнем и верхнем герметизирующих узлах установлены трубные, а в среднем глухие плашки, связанные с ведущими винтовыми, или шарнирно-рычажными, или пневматическими, или гидравлическими приводами возвратно-поступательного действия, образующие совместно с крышками полость для приводов плашек, для подъема среднего и верхнего герметизирующих узлов устройство содержит пневматические, или гидравлические, или механические цилиндры, или шарнирно-рычажные приводы, или шарнирно-рычажные приводы с зубчатым механизмом рейка-шестерня, установленные между нижним и средним герметизирующими узлами, содержащие в своей конструкции телескопическую рейку необходимую для совершения телескопической камерой возвратно-поступательных действий, камера содержит резьбовое отверстие с установленным в нем манометром для контроля за давлением внутри камеры и отверстие с отводным патрубком для слива жидкости.The anti-siphon sealing device for sealing the pipe cavity during tripping operations includes a telescopic camera having a large axial working stroke, consisting of several interconnected parts that contain spring-loaded locking elements placed in grooves with the possibility of reciprocating action, having an angle on one side slope for the ability to return to its original position when the camera moves down the lock collars, or stops, or fingers and at least two face grooves, one of which interacts with spring-loaded retaining elements, and the other has a sealing ring, three sealing units that form a cavity for axial movement together with the camera, the lower and middle are connected to the camera, and the upper and the middle, due to the connecting rings placed on sealing nodes and has the ability to rotate horizontally around its axis regardless of the average sealing node due to the locking balls installed in at least one radial cavity which jointly form two semicircular channels located opposite each other, one of which is made on the outer part of the connecting ring of one sealing assembly, and the second on the inside of the connecting ring of the other sealing assembly, the connecting rings having at least one radial hole with a threaded connection for installation through it into the radial cavity of the locking balls and plugs, annular grooves are made in the connecting rings with annular sealing elements placed in them, in the lower and upper m sealing nodes installed tubular, and on average blind dies associated with leading screw, or articulated, or pneumatic, or hydraulic actuators of reciprocating action, forming together with the covers a cavity for drive dies, for lifting the middle and upper sealing nodes device contains pneumatic, or hydraulic, or mechanical cylinders, or articulated lever actuators, or articulated lever actuators with a rack-and-pinion gear mechanism, mounted between the lower and middle sealing assemblies comprising in their structure the telescopic rail necessary to make the telescopic camera reciprocating action chamber comprises a threaded bore mounted therein with a pressure gauge for monitoring the pressure within the chamber and the vent pipe opening to the overflow.
Верхний герметизирующий узел съемный и устройство может применяться без верхнего герметизирующего узла.The upper sealing assembly is removable and the device can be used without the upper sealing assembly.
При использовании шарнирно-рычажного привода на герметизирующих узлах устанавливаются регулируемые фиксирующие механизмы для фиксации рычагов и удержания прижимного усилия оказываемого на плашки.When using the articulated lever drive, adjustable locking mechanisms are installed on the sealing units to fix the levers and hold down the pressing force exerted on the dies.
Промывочная катушка для герметизации затрубного пространства при проведении спуско-подъемных операций и промывки скважин включает основание с тремя фланцами, в которых выполнены кольцевые канавки под уплотнительные кольца и радиальные отверстия под шпильки, нижний фланец предназначен для соединения с устьевым оборудованием скважины, а средний и верхний связаны между собой причем, один из них содержит горизонтальную радиальную расточку образующую совместно с другим полость, в котором размещено кольцо, на кольце выполнен бурт с установленным на нем эластичным сальником и паз с размещенным в нем кольцевым уплотнительным элементом, кольцо имеет возможность горизонтального вращения вокруг своей оси и величину рабочего хода в радиальном направлении, на боковой стенке основания выполнено резьбовое отверстие для установки в него манометра.The flushing coil for sealing the annulus during tripping and flushing the wells includes a base with three flanges, in which annular grooves for the sealing rings and radial holes for the studs are made, the lower flange is designed to connect to the wellhead equipment, and the middle and upper are connected with each other, one of them contains a horizontal radial bore forming, together with the other, the cavity in which the ring is placed, a collar is made on the ring with an elastic gland mounted on it and a groove with an annular sealing element placed in it, the ring has the ability to rotate horizontally around its axis and the magnitude of the stroke in the radial direction, a threaded hole is made on the side wall of the base for mounting a manometer in it.
Технологическим решением является создание способа герметизации полости труб и затрубного пространства скважины, во время проведения спуско-подъемных операций при газонефтеводопроявлениях - «выбросах» (кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции раствора глушения, энергией расширяющего газа) с контролируемым состоянием скважины.The technological solution is to create a method for sealing the pipe cavity and the annulus of the well, during tripping during gas and oil manifestations - “outbursts” (short-term, intensive displacement of a portion of the kill solution from the well with expansion gas energy) with a controlled state of the well.
Техническим решением является создание устройств, обеспечивающих герметичную сборку - разборку, свинчивание и развинчивание НКТ и БТ во время проведения спуско-подъемных операций на проявляющих скважинах.The technical solution is the creation of devices that provide a tight assembly - disassembly, screwing and unscrewing of tubing and BT during tripping operations on developing wells.
Способ и устройства поясняются чертежами, на которых изображены:The method and devices are illustrated by drawings, which depict:
На фигуре 1 - схема установки и обвязки герметизирующего оборудования при проведении спуско-подъемных операций.The figure 1 is a diagram of the installation and strapping of sealing equipment during the hoisting operations.
На фигуре 2 - противосифонное герметизирующее устройство «ПГУ-2» На фигуре 3 - промывочная катушка «ПК-1»In figure 2 - anti-siphon sealing device "PGU-2" In figure 3 - flushing coil "PK-1"
На фигуре 4 - средний герметизирующий узел противосифонного герметизирующего устройства «ПГУ-2»In figure 4 - the average sealing site of the anti-siphon sealing device "PGU-2"
На фигуре 5 - нижний герметизирующий узел противосифонного герметизирующего устройства «ПГУ-2»In figure 5 - the lower sealing unit of the anti-siphon sealing device "PGU-2"
На фигуре 6 - верхний герметизирующий узел противосифонного герметизирующего устройства «ПГУ-2»In figure 6 - the upper sealing unit of the anti-siphon sealing device "PGU-2"
На фигуре 7 - схема сборки герметизирующих узловFigure 7 is a diagram of the assembly of the sealing nodes
На фигуре 8 - принцип работы подпружиненного стопорного элемента и установка уплотнительного кольцаIn figure 8 - the principle of operation of the spring-loaded locking element and the installation of the o-ring
На фигуре 9 - схема шарика - подшипникового соединения связующих колец верхнего и среднего герметизирующего узлаFigure 9 is a diagram of a ball - bearing connection of the connecting rings of the upper and middle sealing unit
Работа устройстваDevice operation
Способ герметизации полости труб и затрубного пространства скважины во время проведения спуско-подъемных операций при газонефтеводопроявлениях с контролируемым состоянием скважины включает монтаж превентора 1 с трубными плашками 9, проходной диаметр которых соответствует наружному диаметру труб 10 находящихся в скважине, монтаж на верхний фланец превентора 1 промывочной катушки 3 включающей основание с тремя фланцами 50, 51, 52, в которых выполнены кольцевые канавки 11 под уплотнительные кольца 12 и радиальные отверстия 13 под шпильки 14, нижний фланец 52 предназначен для соединения с устьевым оборудованием скважины, а средний 50 и верхний 51 связаны между собой причем, один из них содержит горизонтальную радиальную расточку образующую совместно с другим полость 15 в котором размещено кольцо 16, на кольце 16 выполнен бурт 17 с установленным на нем эластичным сальником 18 и паз 19 с размещенным в нем кольцевым уплотнительным элементом 20, кольцо 16 имеет возможность горизонтального вращения вокруг своей оси и величину рабочего хода в радиальном направлении, на боковой стенке основания 3 выполнено резьбовое отверстие 21 для установки в него манометра 22, монтаж спайдера 2 на съемный фланец 51 промывочной катушки 3 который удерживает колонну труб 10, установку на полумесяц спайдера 2 противосифонного герметизирующего устройства 4 включающего телескопическую камеру 23, имеющую большую величину осевого рабочего хода, состоящую из нескольких взаимосвязанных частей которые содержат подпружиненные стопорные элементы 24, размещенные в пазах 25 с возможностью возвратно-поступательного действия, имеющие с одной стороны угол уклона для возможности возврата в исходное положение при движении камеры вниз, или стопорные бурты, или упоры, или пальцы и, по меньшей мере, два кольцевых паза 26, 53 один из которых 26 взаимодействует с подпружиненными стопорными элементами 24, а в другом 53 размещено уплотнительное кольцо 54, три герметизирующих узла 27, 28, 29 образующие совместно с камерой 23 полость для осевого перемещения, нижний 29 и средний 28 связаны с камерой 23, а верхний 27 со средним 28, за счет связующих колец размещенных на герметизирующих узлах 27, 28 и имеет возможность горизонтального вращения вокруг своей оси независимо от среднего 28 герметизирующего узла за счет стопорных шаров 35 установленных, по меньшей мере, в одной радиальной полости 31 которую образуют совместно два полукруглых канала 32 расположенных друг напротив друга, один из которых выполнен на наружной части связующего кольца 33 одного герметизирующего узла 27, а второй с внутренней стороны связующего кольца 33 другого герметизирующего узла 28 причем, связующие кольца имеют, по меньшей мере, одно радиальное отверстие 34 с резьбовым соединением для установки через него в радиальную полость 31 стопорных шаров 35 и заглушки 36, в связующих кольцах 33 выполнены кольцевые пазы 37 с размещенными в них кольцевыми уплотнительными элементами 38, в нижнем 29 и верхнем 27 герметизирующих узлах установлены трубные 6, а в среднем глухие плашки 8, связанные с ведущими винтовыми 7, или шарнирно-рычажными, или пневматическими, или гидравлическими приводами возвратно-поступательного действия образующие совместно с крышками 39 полость для приводов плашек, для подъема среднего 28 и верхнего 27 герметизирующих узлов устройство содержит пневматические, или гидравлические, или механические цилиндры, или шарнирно-рычажные приводы, или шарнирно-рычажные приводы с зубчатым механизмом рейка-шестерня установленные между нижним 29 и средним 28 герметизирующими узлами содержащие в своей конструкции телескопическую рейку необходимую для совершения телескопической камерой возвратно-поступательных действий, камера 23 содержит резьбовое отверстие с установленным в нем манометром 22 для контроля за давлением внутри камеры и отверстие с отводным патрубком 41 для слива жидкости, к которому закреплен шаровой кран 42 со шлангом высокого давления 43, второй конец которого выведен на емкости-сборники, монтаж разрядной линии 44 от затрубной задвижки 45 к емкостям-сборникам, монтаж к боковому отводу 46 вертлюга 5 шланга высокого давления 43, второй конец которого выведен на емкости-сборники с установленным манометром 22 для контроля за давлением в полости труб 10 после чего, во время спуска или подъема труб, при появлении первых признаков газонефтеводопроявлений колонну труб 10 сажают на клинья спайдера 2 так, чтобы присоединительная муфта 49 трубы 10 находилась между верхним герметизирующим узлом 27, при статическом положении противосифонного устройства 4 и гидравлическим ключом, закрываются трубные плашки 6 нижнего герметизирующего узла 29 ниже муфты 49 на теле трубы 10 находящейся в скважине, приподнимаются средний 28 с верхним 27 герметизирующие узлы вручную, или с помощью вспомогательной лебедки, или с помощью пневматических, или гидравлических, или механических цилиндров, или шарнирно-рычажного привода, или шарнирно-рычажного привода с зубчатым механизмом рейка-шестерня, установленных между нижним 29 и средним 28 герметизирующими узлами, содержащих в своей конструкции телескопическую рейку, необходимую для совершения телескопической камерой 23 возвратно-поступательных действий, закрываются глухие плашки 8 среднего герметизирующего узла 28 над присоединительной муфтой 49 трубы 10 находящейся в скважине, причем разрядка полости труб 10 в это время происходит внутри камеры 23 между нижним 29 и средним 28 герметизирующими узлами далее через отводной патрубок 41 по шлангу высокого давления 43 к емкостям - сборникам, при этом контроль за давлением внутри камеры 23 происходит за счет установленного на ней манометра 22, а затрубное пространство выше превентора 1 герметизирует промывочная катушка 3 и разрядка затрубного пространства происходит через затрубную задвижку 45 далее по разрядной линии 44 к емкостям - сборникам, при этом контроль за давлением в затрубном пространстве происходит за счет манометра 22 установленного в промывочной катушке 3, устанавливается вертлюг 5 с патрубком 47, на конце которого установлена муфта с ниппельным резьбовым соединением 48 в полость между верхним 27 и средним 28 герметизирующими узлами до глухих плашек 8 среднего герметизирующего узла 29, причем наружный диаметр патрубка 47 вертлюга 5 соответствует наружному диаметру труб 10 находящихся в скважине и проходному диаметру трубных плашек 6 верхнего герметизирующего узла 27, трубные плашки 6 верхнего герметизирующего узла 27 закрываются, устанавливаясь на теле патрубка 47 вертлюга 5, разводятся глухие плашки 8 среднего герметизирующего узла 28, причем разрядка полости труб 10 в это время происходит внутри камеры 23 между нижним 29 и верхним 27 герметизирующими узлами и через вертлюг 5, верхний 27 и средний 28 герметизирующие узлы вместе с вертлюгом 5 опускается до установки ниппельной части резьбового соединения 48 патрубка 47 вертлюга 5 в присоединительную муфту 49 трубы 10, вручную наворачивают не менее пяти-шести оборотов, убедившись в правильности зацепа заворот, осуществляют с усилителем или гидравлическим ключом, причем разрядка полости труб 10 в это время происходит через вертлюг 5 по шлангу высокого давления 43 к емкостям-сборникам, после этого разводят трубные плашки 6 верхнего 27 и нижнего 29 герметизирующих узлов опускается средний 28 с верхним 27 герметизирующие узлы в исходное положение, зацепляют элеватор за присоединительную муфту 38 вертлюга 5 или муфту 49 трубы 10, освобождают с клиньев спайдера 2 колонну труб 10 и поднимают трубу 10 из скважины, сажают колонну труб 10 на клинья спайдера 2, заводят гидравлический ключ, устанавливают задержку за присоединительную муфту 49 трубы 10, отворачивают поднятую трубу 10 на два-три витка убедившись, что муфта 49 не отворачивается вместе с трубой 10 устанавливают трубные плашки 6 нижнего герметизирующего узла 29 ниже муфты 49 на теле трубы 10 находящейся в скважине, затем приподнимают средний 28 с верхним 27 герметизирующие узлы и устанавливают трубные плашки 6 верхнего герметизирующего узла 27 выше муфты 49 на теле поднятой трубы 10, отворачивается поднятая труба 10, вместе с трубой 10 происходит вращение верхнего герметизирующего 27 узла независимо от среднего 28, выводится гидравлический ключ, после этого труба 10 для расстыковки приподнимается вместе с верхним 27 и средним 28 герметизирующими узлами за счет плотно прижатых трубных плашек 6 к телу поднятой трубы 10 и большой величины осевого рабочего хода камеры, причем разрядка полости труб 10 в это время происходит внутри камеры 23 между нижним 29 и верхним 27 герметизирующими узлами и через вертлюг 5, после этого закрываются глухие плашки 8 среднего герметизирующего узла 28 над присоединительной муфтой 49 трубы 10 находящейся в скважине отсекая тем самым верхний герметизирующий узел 27 и поднятую трубу 10, причем разрядка полости труб 10 в это время происходит внутри камеры 23 между нижним 29 и средним 28 герметизирующими узлами, трубные плашки 6 верхнего герметизирующего узла 27 разводятся и поднятая труба 10 опускается, отворачивается вертлюг 5 и устанавливается патрубком 47 в полость между верхним 27 и средним 28 герметизирующими узлами до глухих плашек 8 среднего герметизирующего узла 28, трубные плашки 6 верхнего герметизирующего узла 27 закрываются устанавливаясь на теле патрубка 47 вертлюга 5, разводятся глухие плашки 8 среднего герметизирующего узла 28, причем разрядка полости труб 10 в это время происходит внутри камеры 23 между нижним 29 и верхним 27 герметизирующими узлами и через вертлюг 5, верхний 27 и средний 28 герметизирующие узлы вместе с вертлюгом 5 опускаются до установки ниппельной части резьбового соединения 48 патрубка 47 вертлюга 5 в присоединительную муфту 49 трубы 10 находящейся в скважине, вручную заворачивают не менее пяти-шести оборотов, убедившись в правильности зацепа заворот осуществляют с усилителем или гидравлическим ключом, причем разрядка полости труб 10 в это время происходит через вертлюг 5, после этого разводят трубные плашки 6 верхнего 27 и нижнего 29 герметизирующих узлов, верхний 27 и средний 28 герметизирующие узлы опускаются в исходное положение, освобождают с клиньев спайдера 2 колонну труб 10 и поднимают следующую трубу 10 из скважины, при необходимости герметизации скважины на трубу 10 наворачивают шаровой кран, опускают муфту 49 под плашки 9 превентора 1, закрывают превентор 1 устанавливая трубные плашки 9 на теле дистанционного патрубка шарового крана, закрывают шаровой кран, затем затрубные задвижки 45, после чего ставят на замер избыточного давления.A method of sealing a pipe cavity and annular space of a well during tripping during gas and oil manifestations with a controlled state of the well includes installing a preventer 1 with pipe dies 9, the bore diameter of which corresponds to the outer diameter of the pipes 10 located in the well, mounting a flushing coil of the preventer 1 3 comprising a base with three flanges 50, 51, 52, in which annular grooves 11 are made for the sealing rings 12 and radial holes 13 for the studs 14, lower the th flange 52 is designed to connect with the wellhead equipment, and the middle 50 and the upper 51 are interconnected, one of them containing a horizontal radial bore forming, together with the other cavity 15 in which the ring 16 is placed, a collar 17 is made on the ring 16 with an elastic gland 18 and a groove 19 with an annular sealing element 20 located therein, the ring 16 has the possibility of horizontal rotation around its axis and the magnitude of the working stroke in the radial direction, on the side wall of the base 3 you a threaded hole 21 was filled for mounting a pressure gauge 22 into it, mounting a spider 2 on a removable flange 51 of the washing coil 3 that holds the pipe string 10, installing an anti-siphon sealing device 4 on the crescent of the spider 2 including a telescopic camera 23 having a large axial working stroke, consisting of several interconnected parts that contain spring-loaded locking elements 24, placed in the grooves 25 with the possibility of reciprocating action, having on one side a slope for the possibility of returning to the initial position when the camera moves down, or retaining collars, or stops, or fingers and at least two annular grooves 26, 53, one of which 26 interacts with the spring-loaded retaining elements 24, and in the other 53 there is a sealing ring 54 , three sealing nodes 27, 28, 29 forming together with the chamber 23 a cavity for axial movement, the lower 29 and the middle 28 are connected with the camera 23, and the upper 27 with the middle 28, due to the connecting rings placed on the sealing nodes 27, 28 and has the ability horizontal bp Jointing around its axis regardless of the middle 28 of the sealing unit due to the locking balls 35 installed in at least one radial cavity 31 which together form two semicircular channels 32 located opposite each other, one of which is made on the outer part of the connecting ring 33 of one sealing node 27, and the second from the inner side of the connecting ring 33 of another sealing unit 28 and, the connecting rings have at least one radial hole 34 with a threaded connection for installation through him in the radial cavity 31 of the locking balls 35 and plugs 36, in the connecting rings 33 are made annular grooves 37 with annular sealing elements 38 placed in them, in the lower 29 and upper 27 sealing nodes are installed pipe 6, and on average blind dies 8 associated with leading screw 7, or articulated, or pneumatic, or hydraulic reciprocating drives forming together with the covers 39 a cavity for the drives of the dies, for lifting the middle 28 and upper 27 of the sealing nodes of the device contains pneumatic, or hydraulic, or mechanical cylinders, or articulated-lever actuators, or articulated-lever actuators with a rack-and-pinion gear mechanism installed between the lower 29 and middle 28 sealing units containing the telescopic rail in its design necessary for the reciprocating telescopic camera action, the chamber 23 contains a threaded hole with a pressure gauge 22 installed therein for monitoring pressure inside the chamber and an opening with a branch pipe 41 for draining liquid to which a ball valve 42 with a high pressure hose 43 is fixed, the second end of which is connected to the collecting tanks, installing the discharge line 44 from the annular valve 45 to the collecting tanks, mounting to the side branch 46 of the swivel 5 of the high pressure hose 43, the second end which is displayed on collecting tanks with a pressure gauge 22 installed to control the pressure in the cavity of the pipes 10, after which, during the descent or lifting of the pipes, when the first signs of gas and oil manifestations appear, the pipe string 10 is placed on the wedges of the spider 2 so that the pipe coupling 49 of the pipe 10 was located between the upper sealing unit 27, with the anti-siphon device 4 being in a static position and a hydraulic wrench, the pipe dies 6 of the lower sealing unit 29 are closed below the coupling 49 on the pipe body 10 located in the well, the middle 28 with the upper 27 sealing units are lifted manually or with the help of an auxiliary winch, or with the help of pneumatic or hydraulic or mechanical cylinders, or a pivot-lever drive, or a pivot-lever drive with a gear mechanism gear-yoke, installed between the lower 29 and middle 28 sealing units, containing the telescopic rack necessary for the reciprocating action of the telescopic camera 23, the blind plates 8 of the middle sealing unit 28 are closed above the connecting sleeve 49 of the pipe 10 located in the well, moreover, the discharge of the cavity of the pipes 10 at this time occurs inside the chamber 23 between the lower 29 and the middle 28 of the sealing nodes further through the outlet pipe 41 through a high pressure hose 43 to the tanks - collectors, while the pressure inside the chamber 23 is controlled by the pressure gauge 22 installed on it, and the annulus above the preventer 1 is sealed by the flushing coil 3 and the annulus is discharged through the annular valve 45, then along the discharge line 44 to the reservoirs, and the pressure in the annulus is controlled by a pressure gauge 22 installed in the flushing coil 3, a swivel 5 with a pipe 47 is installed, at the end of which a coupling with a threaded nipple is installed connecting 48 into the cavity between the upper 27 and middle 28 sealing units to the blind dies 8 of the middle sealing unit 29, the outer diameter of the swivel nozzle 47 corresponding to the outer diameter of the pipes 10 located in the well and the bore diameter of the pipe dies 6 of the upper sealing unit 27, pipe dies 6 the upper sealing unit 27 are closed, mounted on the body of the nozzle 47 of the swivel 5, the blind dies 8 of the middle sealing unit 28 are bred, and the discharge of the pipe cavity 10 at this time occurs inside the chamber 23 between the lower 29 and upper 27 sealing nodes and through the swivel 5, the upper 27 and middle 28 sealing nodes together with the swivel 5 is lowered until the nipple part of the threaded connection 48 of the nozzle 47 of the swivel 5 is inserted into the connecting sleeve 49 of the pipe 10, manually screw at least five - six revolutions, making sure the inversion hook is correct, is carried out with an amplifier or hydraulic wrench, and the discharge of the pipe cavity 10 at this time occurs through the swivel 5 through the high pressure hose 43 to the collection containers, after which they drive the pipe dies 6 of the upper 27 and lower 29 sealing nodes, the middle 28 with the upper 27 sealing nodes are lowered into the initial position, the elevator is hooked to the swivel coupling 38 or the pipe coupling 49, the pipe string 10 is released from the spider wedges 2 and the pipe 10 is lifted from 10 wells, plant a string of pipes 10 on the wedges of the spider 2, start a hydraulic wrench, set a delay for the connecting sleeve 49 of the pipe 10, turn the raised pipe 10 two or three turns, making sure that the coupling 49 does not turn off together with the pipe 10 they remove the pipe dies 6 of the lower sealing unit 29 below the sleeve 49 on the body of the pipe 10 located in the well, then lift the middle 28 with the upper 27 sealing units and install the pipe dies 6 of the upper sealing unit 27 above the sleeve 49 on the body of the raised pipe 10, the raised pipe 10 is turned away , together with the pipe 10, the upper sealing unit 27 rotates regardless of the middle 28, a hydraulic wrench is output, after which the pipe 10 for undocking is lifted together with the upper 27 and the middle 28 of the sealing unit due to the tightly pressed tube dies 6 to the body of the raised pipe 10 and the large value of the axial working stroke of the chamber, the discharge of the pipe cavity 10 at this time occurs inside the chamber 23 between the lower 29 and upper 27 sealing units and through the swivel 5, after which the deaf are closed dies 8 of the middle sealing unit 28 above the connecting sleeve 49 of the pipe 10 located in the well thereby cutting off the upper sealing unit 27 and the raised pipe 10, and the discharge of the pipe cavity 10 at this time occurs inside the chamber 23 between the lower 29 medium 28 sealing nodes, pipe dies 6 of the upper sealing unit 27 are opened and the raised pipe 10 is lowered, the swivel 5 is turned away and the pipe 47 is inserted into the cavity between the upper 27 and middle 28 sealing nodes to the blind dies 8 of the middle sealing unit 28, pipe dies 6 of the upper sealing node 27 are closed mounted on the body of the nozzle 47 of the swivel 5, the blind dies 8 of the middle sealing node 28 are bred, and the discharge of the cavity of the pipes 10 at this time occurs inside the chamber 23 between the presser 29 and upper 27 sealing nodes and through the swivel 5, the upper 27 and middle 28 sealing nodes together with the swivel 5 are lowered to install the nipple part of the threaded connection 48 of the pipe 47 of the swivel 5 into the connecting sleeve 49 of the pipe 10 located in the well, manually wrap at least five - six revolutions, making sure that the engagement is correct, the inversion is carried out with an amplifier or hydraulic wrench, and the discharge of the pipe cavity 10 at this time occurs through the swivel 5, after which the pipe dies 6 of the upper 27 and lower about 29 sealing nodes, the upper 27 and middle 28 sealing nodes are lowered to their original position, the pipe string 10 is released from the spider wedges 2 and the next pipe 10 is lifted from the well, if necessary, the well is sealed, a ball valve is screwed onto the pipe 10, the coupling 49 is lowered under the dies 9 the preventer 1, close the preventer 1 by installing tube dies 9 on the body of the remote nozzle of the ball valve, close the ball valve, then the annular valve 45, and then put on gauge the excess pressure.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013155338/03A RU2563845C2 (en) | 2013-12-12 | 2013-12-12 | Sealing method of cavity of pipes and annular space of well; pgu-2 anti-syphonage sealing device; pk-1 washing coil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013155338/03A RU2563845C2 (en) | 2013-12-12 | 2013-12-12 | Sealing method of cavity of pipes and annular space of well; pgu-2 anti-syphonage sealing device; pk-1 washing coil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013155338A RU2013155338A (en) | 2015-06-20 |
| RU2563845C2 true RU2563845C2 (en) | 2015-09-20 |
Family
ID=53433565
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013155338/03A RU2563845C2 (en) | 2013-12-12 | 2013-12-12 | Sealing method of cavity of pipes and annular space of well; pgu-2 anti-syphonage sealing device; pk-1 washing coil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2563845C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU216720U1 (en) * | 2022-12-22 | 2023-02-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole wellhead anti-siphon device |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107187099A (en) * | 2017-07-18 | 2017-09-22 | 中国工程物理研究院化工材料研究所 | For isostatic pressing process flexible die charging aperture fast sealing method and device |
| CN110564430B (en) * | 2019-09-29 | 2024-06-14 | 马鞍山钢铁股份有限公司 | Auxiliary tool for overhauling fixed cup of coke oven and overhauling method based on auxiliary tool |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3939910A (en) * | 1974-12-23 | 1976-02-24 | Gar Industries Ltd. | Stuffing box and blow out preventing device for polish rods of oil well pumping units |
| SU1006710A1 (en) * | 1981-07-10 | 1983-03-23 | Центральная Научно-Исследовательская Лаборатория Ордена Трудового Красного Знамени Производственного Объединения "Оренбургнефть" | Device for preventing splashing of fluid during lifting of pipes from well |
| SU1239267A1 (en) * | 1984-12-29 | 1986-06-23 | Litvin Andrej P | Arrangement for preventing splashing of flushing fluid |
| SU1745879A1 (en) * | 1990-07-12 | 1992-07-07 | Восточный научно-исследовательский нефтегазовый институт по технике безопасности и промсанитарии | Wellhead sealing device |
| US6155358A (en) * | 1998-10-20 | 2000-12-05 | Brown; William H. | Wiper device for stripping drilling fluid from rig drill string |
| RU43905U1 (en) * | 2004-07-23 | 2005-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | HEAD SEALING HEAD (OPTIONS) |
| RU132480U1 (en) * | 2013-03-29 | 2013-09-20 | Ильдар Анварович Хасаншин | ANTI-SIPHON DEVICE "PU-1" |
-
2013
- 2013-12-12 RU RU2013155338/03A patent/RU2563845C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3939910A (en) * | 1974-12-23 | 1976-02-24 | Gar Industries Ltd. | Stuffing box and blow out preventing device for polish rods of oil well pumping units |
| SU1006710A1 (en) * | 1981-07-10 | 1983-03-23 | Центральная Научно-Исследовательская Лаборатория Ордена Трудового Красного Знамени Производственного Объединения "Оренбургнефть" | Device for preventing splashing of fluid during lifting of pipes from well |
| SU1239267A1 (en) * | 1984-12-29 | 1986-06-23 | Litvin Andrej P | Arrangement for preventing splashing of flushing fluid |
| SU1745879A1 (en) * | 1990-07-12 | 1992-07-07 | Восточный научно-исследовательский нефтегазовый институт по технике безопасности и промсанитарии | Wellhead sealing device |
| US6155358A (en) * | 1998-10-20 | 2000-12-05 | Brown; William H. | Wiper device for stripping drilling fluid from rig drill string |
| RU43905U1 (en) * | 2004-07-23 | 2005-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | HEAD SEALING HEAD (OPTIONS) |
| RU132480U1 (en) * | 2013-03-29 | 2013-09-20 | Ильдар Анварович Хасаншин | ANTI-SIPHON DEVICE "PU-1" |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU216720U1 (en) * | 2022-12-22 | 2023-02-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole wellhead anti-siphon device |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2013155338A (en) | 2015-06-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10081999B2 (en) | Downhole occluder, pressurized sucker rod and operation technique to repair oil pipes | |
| CN108019178B (en) | Construction method for plugging production pipe column under pressure in pipe | |
| CN107701147B (en) | Annulus pressure underground control valve | |
| CN201250626Y (en) | Wellhead suspension device adopting coiled tubing as production string | |
| US3885625A (en) | Well casing running, cementing and flushing apparatus | |
| RU2563845C2 (en) | Sealing method of cavity of pipes and annular space of well; pgu-2 anti-syphonage sealing device; pk-1 washing coil | |
| CN105757381A (en) | Telescopic tube | |
| CN104213863B (en) | Water injection well oil jacket plugging device | |
| CN108798615B (en) | Separate injection well completion pipe string of water injection well and snubbing well completion process | |
| RU2441975C1 (en) | Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells | |
| RU2366797C1 (en) | Method of pressure testing of well head accessory in well | |
| CN204024568U (en) | Water injection well oil jacket plugging device | |
| CN109441402B (en) | Cleaning method and device capable of carrying out operation under pressure | |
| RU2558050C1 (en) | Anti-siphon sealing device | |
| CN114109291B (en) | Low-profile anti-top anti-torsion pressurizing clamping device and method | |
| CN204283312U (en) | A kind of downhole blow-out preventer | |
| CN203808915U (en) | Plugging device for oil pipe hanger | |
| CN108397185B (en) | Quick test tube post of cable layering | |
| US10287830B2 (en) | Combined casing and drill-pipe fill-up, flow-back and circulation tool | |
| RU2808812C1 (en) | Bop for a well with a double-row pipe string | |
| CN104453774B (en) | A kind of downhole blow-out preventer | |
| CN205036340U (en) | Sucker rod antifouling blowout preventer that goes into well | |
| RU2523270C1 (en) | Well conversion method, including flooded wells, for operation with two production strings and device for its implementation | |
| CN217055121U (en) | Heat injection system for offshore heavy oil thermal recovery | |
| RU2477783C1 (en) | Wellhead packer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161213 |