RU2665844C1 - Wellhead equipment - Google Patents

Wellhead equipment Download PDF

Info

Publication number
RU2665844C1
RU2665844C1 RU2018104848A RU2018104848A RU2665844C1 RU 2665844 C1 RU2665844 C1 RU 2665844C1 RU 2018104848 A RU2018104848 A RU 2018104848A RU 2018104848 A RU2018104848 A RU 2018104848A RU 2665844 C1 RU2665844 C1 RU 2665844C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
casing
column head
pipe
locking device
head
Prior art date
Application number
RU2018104848A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Рафик Хасанович Арифулин
Диана Николаевна Арифулина
Original Assignee
Рафик Хасанович Арифулин
Диана Николаевна Арифулина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Рафик Хасанович Арифулин, Диана Николаевна Арифулина filed Critical Рафик Хасанович Арифулин
Priority to RU2018104848A priority Critical patent/RU2665844C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2665844C1 publication Critical patent/RU2665844C1/en

Links

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
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
    • F16K3/00—Gate valves or sliding valves, i.e. cut-off apparatus with closing members having a sliding movement along the seat for opening and closing

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: valves production.SUBSTANCE: invention relates to a controlled locking valve. Wellhead equipment contains a column head with several casing string suspended on it with the formation of an inter-column space between them with valves to cover the inter-column space and the X-mas tree with the root and buffer locking devices, and the outer casing is connected to the casing of the column head by means of a threaded connection, the intermediate casing and the inner casing, each by its standard wedge suspension, is suspended on its spout, wherein the intermediate casing pipe is provided at an upper end with a collar resting on a protrusion in the casing of the column head, the casing of the inner casing is supported by the collar formed in its upper part on the collar of the intermediate casing pipe through a ring located in the annular space communicating with the middle lateral branch of the column head, the space between each nozzle and the casing suspended therein at the interface thereof is sealed by means of a seal, on the inner casing above the wedge hanger, a removable oil well tubing (OWT) of the column strap assembly is mounted on which the whole stem part of the X-mas tree is mounted, including a root locking device provided with a ball valve, and a crosspiece with a central channel and side branches, the central channel of the crosspiece being connected to a buffer locking device provided with a ball valve, and its lateral outlets are communicated through the annular space formed by the nozzles, with a side outlet of the X-mas tree, mounted in a flange placed on the column head, and the entire stem part of the X-mas tree is placed in a pipe, hermetically sealed by its upper end with a flange mounted on the column head, and the lower part is hermetically supported through a conical adapter to a removable OWT of strap assembly, stem ball locking device is communicated with the crosspiece, the inter-hollow spaces of the well casing are communicated with the side branches made in the column head, in the flange, an additional lateral branch is provided, communicating with the annular space formed by a branch pipe resting on a removable OWT of strap assembly, and a branch pipe on which the inner casing is suspended, and flanges and lateral branches of the column head are fitted with valves and chokes, the buffer ball locking device being located in the column head, and a stem ball locking device, a removable OWT of strap assembly and coaxially mounted under each other, the wedge suspensions are serially arranged in the wellbore beneath the casing of the column head.EFFECT: it is possible to reduce the height and metal capacity of the wellhead mouthpiece, while at the same time providing the possibility of replacing the stem part of the Christmas tree without damping the well.1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к запорно-регулирующей арматуре, а именно к арматуре, которую устанавливают на устье скважины для герметизации межколонного кольцевого пространства обсадных колонн, кольцевого пространства между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и для направления движения пластового флюида из скважины в выкидную линию.The invention relates to shut-off and control valves, namely, valves that are installed at the wellhead to seal the annular annular space of the casing strings, the annular space between the casing and the tubing string and for directing the movement of formation fluid from the well to the flow line.

Известно оборудование устья скважины, содержащее колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб, образующих между собой межколонное пространство, контролируемое запорными устройствами и фонтанную арматуру со стволовым запорным устройством, а обсадные трубы соединены с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения (см. патент US №8505636, опубл. 13.08.2013).The wellhead equipment is known, comprising a casing head with several casing pipes suspended on it, forming an annular space between them, controlled by shut-off devices and fountain fittings with a barrel shut-off device, and casing pipes are connected to the casing of the head by means of a threaded connection (see US patent No. 8505636, publ. 08.13.2013).

Недостатками известного по аналогу оборудования являются его большие габариты, большая металлоемкость и необходимость переобвязки скважины при переводе ее с одного способа эксплуатации на другой.The disadvantages of the equipment known by analogy are its large dimensions, large metal consumption and the need for re-dressing the well when transferring it from one method of operation to another.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является оборудование устья скважины, содержащее колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб, образующих между собой межколонное пространство, контролируемое запорными устройствами, и фонтанную арматуру со стволовым и буферным запорными устройствами, а обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения (см. патент RU №2315852, опубл. 27.01.2008).The closest to the invention in terms of technical essence and the achieved result is wellhead equipment containing a casing head with several casing pipes suspended on it, forming an annular space controlled by shut-off devices, and flowing fittings with stem and buffer shut-off devices, and a casing pipe connected to the housing of the column head by means of a threaded connection (see patent RU No. 2315852, publ. 01.27.2008).

Расположение колонной головки вместе с фонтанной арматурой ниже уровня поверхности в углублении позволило снизить высоту колонной головки над поверхностью. Однако фонтанное оборудование и колонная головка по-прежнему имеют большие габариты, прежнюю большую металлоемкость.The location of the column head together with the fountain fittings below the surface level in the recess allowed to reduce the height of the column head above the surface. However, the fountain equipment and the column head still have large dimensions, the previous large metal consumption.

Технической проблемой, решаемой изобретением, является устранение выявленных недостатков.The technical problem solved by the invention is the elimination of identified deficiencies.

Технический результат заключается в том, что достигается возможность уменьшить высоту и металлоемкость арматуры устья скважины при одновременном обеспечении возможности замены стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины.The technical result consists in the fact that it is possible to reduce the height and metal consumption of the reinforcement of the wellhead while ensuring the possibility of replacing the stem of the fountain reinforcement without killing the well.

Техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что устьевая арматура скважины содержит колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб с образованием между ними межколонного пространства с задвижками для перекрытия межколонного пространства и фонтанную арматуру с коренным и буферным запорными устройствами, а наружная обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения, промежуточная и внутренняя обсадные трубы каждая посредством своей стандартной клиновой подвески подвешены на своем патрубке, причем патрубок промежуточной обсадной трубы снабжен на верхнем конце буртом, опирающимся на выступ в корпусе колонной головки, патрубок внутренней обсадной трубы опирается выполненным в его верхней части буртом на бурт патрубка промежуточной обсадной трубы через кольцо, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном с нижним боковым отводом колонной головки, при этом пространство между каждым патрубком и подвешенной на нем обсадной трубой в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, на внутренней обсадной трубе над клиньевой подвеской смонтирован съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство, снабженное шаровым затвором, и крестовик с центральным каналом и боковыми отводами, причем центральный канал крестовика сообщен с буферным запорным устройством, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы сообщены через кольцевое пространство, образованное патрубками, с боковым отводом фонтанной арматуры, смонтированным во фланце, размещенном на колонной головке, причем вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке фланцем, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник на съемный узел подвески НКТ, стволовое шаровое запорное устройство сообщено с крестовиком, межколонные пространства обсадных труб скважины сообщены с боковыми отводами, выполненными в колонной головке, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубком, опирающимся на съемный узел подвески НКТ, и патрубком, на котором подвешена внутренняя обсадная труба, а на боковых отводах фланца и боковых отводах колонной головки установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство расположено в колонной головке, а стволовое шаровое запорное устройство, съемный узел подвески НКТ и установленные соосно друг под другом клиновые подвески последовательно расположены в скважине под корпусом колонной головки.The technical problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the wellhead reinforcement comprises a column head with several casing pipes suspended on it with the formation of an annular space between them with valves to overlap the annular space and fountain fittings with root and buffer locking devices, and the outer casing pipe is connected to the casing of the head by means of a threaded connection, the intermediate and inner casing pipes each through its the standard wedge suspension is suspended on its nozzle, and the intermediate casing pipe is provided with a shoulder at its upper end resting on a protrusion in the casing of the casing head, the inner casing pipe is supported in its upper part by a shoulder on the shoulder of the intermediate casing pipe through the ring placed in the annulus the space communicated with the lower lateral branch of the column head, while the space between each nozzle and the casing pipe suspended on it at the place of their interface ovano by means of a seal, on the inner casing above the wedge suspension a removable suspension unit of the tubing string string is mounted on which the entire barrel part of the fountain fittings is mounted, including a radical locking device equipped with a ball valve, and a cross with a central channel and side outlets moreover, the central channel of the crosspiece is in communication with a buffer locking device equipped with a ball valve, and its lateral branches are communicated through the annular space formed by the pipes , with a lateral branch of the fountain fittings mounted in a flange placed on the column head, the entire barrel part of the fountain fittings being placed in a nozzle sealed by its upper end with a flange mounted on the column head, and the lower part sealed through a conical adapter on a removable suspension unit Tubing, barrel spherical locking device communicated with the cross, the annular space of the casing of the well communicated with side bends made in the column head, in the flange there is no additional lateral outlet connected with an annular space formed by a pipe resting on a removable tubing suspension assembly and a pipe on which the inner casing is suspended, and valves and throttles are installed on the lateral outlets of the flange and the lateral outlets of the column head, while the buffer ball shut-off the device is located in the column head, and the barrel ball locking device, a removable tubing suspension assembly and wedge suspensions mounted coaxially under each other are sequentially located in the well beneath column head housing.

В ходе проведенного исследования было установлено, что представляется возможность резко снизить металлоемкость и высоту устьевого оборудования скважины за счет размещения части запорной арматуры и подвески колонны обсадных труб в скважине ниже поверхности земли, причем описанная выше конструктивная особенность выполнения оборудования устья скважины позволила одновременно добиться также возможности замены стволовой части запорно-регулирующей арматуры и боковых задвижек колонной головки без глушения скважины, увеличения устойчивости в особых случаях, а именно в случае установки в сейсмозонах или в случаях появления ударной волны, возможности установки на скважине с подводным расположением устья на небольшой глубине водоема, в районе возможного лова рыбы или судоходного района и добиться уменьшенной опасности загрязнения окружающей среды продукцией скважины в случае разгерметизации уплотнительных узлов оборудования.In the course of the study, it was found that it is possible to sharply reduce the metal consumption and the height of the wellhead equipment by placing part of the shutoff valves and suspension of the casing string in the well below the earth’s surface, and the design feature of the wellhead equipment described above also made it possible to replace the stem of the shut-off and control valves and lateral latches of the column head without killing the well, the increase is stable in special cases, namely in the case of installation in seismic zones or in cases of the appearance of a shock wave, the possibility of installation in a well with an underwater location of the mouth at a shallow depth of the reservoir, in the area of possible fishing or shipping area and to reduce the risk of environmental pollution by well products in in case of depressurization of the sealing components of the equipment.

На фиг. 1 представлен схематически продольный разрез оборудования устья скважины.In FIG. 1 is a schematic longitudinal section of wellhead equipment.

На фиг. 2 представлен увеличенно съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб.In FIG. 2 shows an enlarged removable suspension unit of the tubing string string.

Устьевая арматура скважины содержит колонную головку 1 с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб 2, 3 и 4 с задвижками 5 для перекрытия межколонного пространства, запорными устройствами на боковых отводах 33 и 34 и фонтанную арматуру с коренным 7 и буферным 8 запорными устройствами.Wellhead reinforcement comprises a casing head 1 with several casing pipes 2, 3 and 4 suspended on it with valves 5 for blocking annular space, shut-off devices on lateral branches 33 and 34, and fountain fittings with root 7 and buffer 8 shut-off devices.

Наружная обсадная труба 2 соединена с корпусом 9 колонной головки 1 посредством резьбового соединения.The outer casing 2 is connected to the housing 9 of the column head 1 by means of a threaded connection.

Промежуточная 3 и внутренняя 4 обсадные трубы, каждая посредством своей стандартной клиновой подвески, соответственно 10 и 11, подвешена на своем патрубке, соответственно 12 и 13.Intermediate 3 and inner 4 casing pipes, each by means of its standard wedge suspension, respectively 10 and 11, are suspended on its pipe, respectively 12 and 13.

Патрубок 12 промежуточной обсадной трубы 3 снабжен на верхнем конце буртом 14, опирающимся на выступ в корпусе 9 колонной головки 1.The pipe 12 of the intermediate casing 3 is provided at the upper end with a shoulder 14, resting on a protrusion in the housing 9 of the casing head 1.

Патрубок 13 внутренней обсадной трубы 4 опирается выполненным в его верхней части буртом 15 на бурт 14 патрубка 12 промежуточной обсадной трубы 3 через кольцо 16, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом 17 колонной головки 1.The pipe 13 of the inner casing 4 is supported by a shoulder 15 made in its upper part on the shoulder 14 of the pipe 12 of the intermediate casing 3 through the ring 16 located in the annulus communicated with the middle lateral branch 17 of the column head 1.

Пространство между каждым патрубком 12 и 13 и подвешенной на нем обсадной трубой, соответственно, 3 и 4 в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, соответственно 18 и 19.The space between each nozzle 12 and 13 and the casing pipe suspended on it, respectively, 3 and 4 at the place of their interface is sealed by means of a seal, respectively 18 and 19.

На внутренней обсадной трубе 4 над клиньевой подвеской 11 смонтирован съемный узел 20 подвески колонны насосно-компрессорных труб 21 (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство 7, снабженное шаровым затвором, крестовик 22 с центральным каналом и боковыми отводами 23, причем центральный канал крестовика 22 сообщен с буферным запорным устройством 8, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы 23 сообщены через кольцевое пространство 24 с боковым отводом 25 фонтанной арматуры, смонтированным во фланце 26, размещенном на колонной головке 1.On the inner casing 4 above the wedge suspension 11, a removable suspension assembly 20 of the tubing string string 21 (tubing) 21 is mounted, on which the entire stem part of the fountain fittings is mounted, including a radical locking device 7 provided with a ball valve, a cross 22 with a central channel and side taps 23, and the central channel of the crosspiece 22 is in communication with a buffer locking device 8 provided with a ball valve, and its lateral taps 23 are communicated through an annular space 24 with a lateral tap 25 of the fountain fittings, mounted in a flange 26 located on the column head 1.

Приводы коренного 7 и буферного 8 запорных устройств выполнены с рычажно-поршневыми гидравлическими приводами, соответственно 27 и 28, управляемыми посредством гидравлического насоса (не показан на чертеже), установленного на фланце 26 над колонной головкой 1 и снабженного обратным клапаном, при этом последний и рычажно-поршневой привод выполнены автоматическими и дистанционно управляемыми.The main drive 7 and buffer 8 locking devices are made with lever-piston hydraulic drives, respectively 27 and 28, controlled by a hydraulic pump (not shown in the drawing) mounted on the flange 26 above the column head 1 and equipped with a check valve, the latter and lever -Piston drive made automatic and remotely controlled.

Нижние седла каждого запорного устройства 7 и 8 с шаровым затвором подпружинены витой цилиндрической пружиной, соответственно 29 и 30, причем пружина 30 буферного запорного устройства 8 опирается в корпус крестовика 22, а стволовая часть фонтанной арматуры, содержащая коренное 7 и буферное 8 запорные устройства и крестовик 22, образует единый съемный узел, крестовик 22 которого соединен с патрубком 31, верхний конец которого соединен с заглушкой 32 фланца 26, установленного на колонную головку 1.The lower saddles of each locking device 7 and 8 with a ball valve are spring-loaded with a coil spring 29 and 30, respectively, with the spring 30 of the buffer locking device 8 resting in the body of the crosspiece 22, and the stem part of the fountain fittings containing the main 7 and buffer 8 locking devices and a cross 22, forms a single removable assembly, the crosspiece 22 of which is connected to the pipe 31, the upper end of which is connected to the plug 32 of the flange 26 mounted on the column head 1.

Съемный узел 20 подвески НКТ 21 снабжен обратными клапанами 35 (фиг. 2), которые открыты под весом установленной на нем стволовой части фонтанной арматуры, контактирующей с торцом корпуса съемного узла 20 подвески НКТ 21. Внутри корпуса съемного узла 20 подвески НКТ 21 выполнен резьбовой участок 39 для установки пробки, предназначенной для перекрытия НКТ 21 при замене стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины.The removable assembly 20 of the tubing suspension bracket 21 is equipped with non-return valves 35 (Fig. 2), which are open under the weight of the installed stem part of the fountain fittings in contact with the end face of the housing of the removable assembly 20 of the tubing suspension 21. The threaded section is made inside the housing of the removable assembly 20 of the tubing suspension 21. 39 to install a cork designed to cover the tubing 21 when replacing the stem of the fountain without killing the well.

Вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке 36, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке 1 фланцем 26, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник 37 на съемный узел 20 подвески НКТ 21, стволовое шаровое запорное устройство 7 через крестовик 22 и образованное патрубками 31 и 38 кольцевое пространство сообщено с боковым отводом 25, выполненным во фланце 26, размещенном на колонной головке 1, а межколонные пространства обсадных труб 2, 3 и 4 скважины сообщены с боковыми отводами 34 и 17, выполненными в колонной головке 1, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод 33, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубками 13 и 38, а на боковых отводах 33 и 25 фланца и боковых отводах 34 и 17 колонной головки 1 установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство 8 расположено в колонной головке 1, а стволовое шаровое запорное устройство 7, съемный узел 20 подвески НКТ 21 и установленные соосно друг под другом клиновые подвески 10 и 11 последовательно расположены в скважине под корпусом 9 колонной головки 1.The entire barrel part of the fountain fittings is placed in the pipe 36, hermetically connected by its upper end with a flange 26 mounted on the column head 1, and the lower part hermetically supported through the conical adapter 37 to the removable assembly 20 of the tubing 21 suspension, the barrel ball locking device 7 through the crosspiece 22 and the annular space formed by the nozzles 31 and 38 is communicated with a lateral outlet 25 made in a flange 26 located on the column head 1, and the annular spaces of the casing pipes 2, 3 and 4 of the well are in communication with the lateral outlets 34 and 17, made in the column head 1, an additional lateral outlet 33 is made in the flange, communicated with the annular space formed by the nozzles 13 and 38, and valves and throttles are installed on the lateral outlets 33 and 25 of the flange and the lateral outlets 34 and 17 of the column head 1 wherein the buffer ball locking device 8 is located in the column head 1, and the barrel ball locking device 7, the removable assembly 20 of the tubing suspension bracket 21 and the wedge suspensions 10 and 11 mounted coaxially under each other are sequentially located in the well under the column body 9 oh head 1.

В процессе работы добываемая из продуктивного пласта среда движется по НКТ 21 и далее через коренное запорное устройство 7 и крестовик 22 поступает в боковой отвод 25 фонтанной арматуры и далее выкидную линию скважины. Одновременно через буферное запорное устройство 8 давление добываемой из скважины среды передается на установленное на фланце 26 контрольное измерительное устройство. Запорные устройства на боковых отводах 33, 34 и запорное устройство 5 на боковом отводе 17 колонной головки 1 для контроля давления и проведения технологических операций закрыты.In the process, the medium extracted from the productive formation moves along the tubing 21 and then through the main locking device 7 and the crosspiece 22 enters the lateral branch 25 of the fountain reinforcement and then the flow line of the well. At the same time, through the buffer locking device 8, the pressure of the medium produced from the well is transmitted to the control measuring device installed on the flange 26. The locking device on the side bends 33, 34 and the locking device 5 on the side bend 17 of the column head 1 for pressure control and process operations are closed.

В процессе эксплуатации скважины осуществляется периодический или постоянный контроль за величиной давления в межколонных пространствах, образованных НКТ 21 и обсадными трубами 2, 3 и 4 при помощи устройств для замера давлений (не показаны), для чего запорные устройства на боковых отводах 33, 34 и 17 открывают.During the operation of the well, periodic or constant monitoring of the pressure in the annular spaces formed by tubing 21 and casing 2, 3 and 4 is carried out using pressure measuring devices (not shown), for which the locking devices on the lateral branches 33, 34 and 17 open up.

При появлении в процессе эксплуатации скважины каких-либо отклонений, например при газопроявлениях в указанных выше межколонных пространствах выше предельно-допустимых величин открывается предохранительный клапан (не показан), газ поступает из межколонных пространств к боковым отводам колонной головки 1 и далее сжигается нафакельном устройстве, например горелке (не показана), при этом открываются запорные устройства 5 и 6 на колонной головке 1.If there are any deviations during the operation of the well, for example, when gas shows in the above annular spaces above the maximum permissible values, a safety valve (not shown) opens, gas flows from the annular spaces to the lateral outlets of the column head 1 and then burns on a torch device, for example burner (not shown), while opening the locking device 5 and 6 on the column head 1.

Управление приводом коренного запорного устройства 7 и буферного запорного устройства 8 осуществляют с помощью гидравлического насоса, установленного на фланце 26, что позволяет дистанционно управлять коренным 7 и буферным 8 запорными устройствами, что важно и является необходимой функцией, когда приближение к устью скважины связано с риском для жизни обслуживающего персонала. При разрушении ствола, например в случае пожара на устье, происходит автоматическое перекрытие коренного запорного устройства 7 и, если необходимо, и буферного запорного устройства 8 скважины.The drive control of the main locking device 7 and the buffer locking device 8 is carried out using a hydraulic pump mounted on the flange 26, which allows you to remotely control the main 7 and buffer 8 locking devices, which is important and is a necessary function when approaching the wellhead is associated with a risk to the life of the staff. When the barrel is destroyed, for example, in the event of a fire at the mouth, the shutoff device 7 and, if necessary, the well shutoff device 8 are automatically shut off.

Наличие гидропривода также позволяет использовать для управления серийную гидравлическую станцию управления приустьевым клапаном-отсекателем.The presence of a hydraulic actuator also allows the use of a serial hydraulic control station for the estuary shutoff valve for control.

Claims (1)

Устьевая арматура скважины, содержащая колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб с образованием между ними межколонного пространства с задвижками для перекрытия межколонного пространства и фонтанную арматуру с коренным и буферным запорными устройствами, а наружная обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения, отличающаяся тем, что промежуточная и внутренняя обсадные трубы каждая посредством своей клиновой подвески подвешена на своем патрубке, причем патрубок промежуточной обсадной трубы снабжен на верхнем конце буртом, опирающимся на выступ в корпусе колонной головки, патрубок внутренней обсадной трубы опирается выполненным в его верхней части буртом на бурт патрубка промежуточной обсадной трубы через кольцо, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом колонной головки, при этом пространство между каждым патрубком и подвешенной на нем обсадной трубой в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, на внутренней обсадной трубе над клиньевой подвеской смонтирован съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство, снабженное шаровым затвором, и крестовик с центральным каналом и боковыми отводами, причем центральный канал крестовика сообщен с буферным запорным устройством, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы сообщены через кольцевое пространство с боковым отводом фонтанной арматуры, смонтированным во фланце, размещенном на колонной головке, причем вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке фланцем, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник на съемный узел подвески НКТ, стволовое шаровое запорное устройство сообщено с крестовиком, межколонные пространства обсадных труб скважины сообщены с боковыми отводами, выполненными в колонной головке, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубком, опирающимся на съемный узел подвески НКТ, и патрубком, на котором подвешена внутренняя обсадная труба, а на боковых отводах фланца и боковых отводах колонной головки установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство расположено в колонной головке, а стволовое шаровое запорное устройство, съемный узел подвески НКТ и установленные соосно друг под другом клиновые подвески последовательно расположены в скважине под корпусом колонной головки.Wellhead reinforcement comprising a casing head with several casing columns suspended on it with the formation of an annulus between them with valves for blocking the annulus and flowing fittings with a main and buffer locking devices, and the outer casing is connected to the casing of the head through a threaded connection, characterized in that the intermediate and inner casing pipes are each suspended by their wedge suspension on its own pipe, moreover, the pipe ok the intermediate casing pipe is provided at the upper end with a collar resting on a protrusion in the casing of the casing head, the pipe of the internal casing pipe is supported by a collar made in its upper part on the collar of the pipe of the intermediate casing through a ring located in the annulus communicated with the middle side outlet of the casing head while the space between each nozzle and the casing pipe suspended on it at their interface is sealed by means of a seal on the inner casing above the wedges With the suspension, a detachable suspension unit of the tubing string string is mounted on which the entire stem part of the fountain fittings is mounted, including a radical locking device equipped with a ball valve and a cross with a central channel and side outlets, with the central channel of the cross connected to the buffer locking a device equipped with a ball valve, and its lateral branches are communicated through an annular space with a lateral branch of the fountain fittings mounted in a flange placed on the column head moreover, the entire stem part of the fountain fittings is placed in a nozzle hermetically connected with its upper end with a flange mounted on the column head, and the lower part being hermetically supported through a conical adapter to a removable tubing suspension unit, the barrel ball locking device is communicated with a cross, the casing annular spaces of the well communicated with side bends made in the column head, in the flange an additional side bend is made, communicated with the annular space formed by the pipe, based on a removable tubing suspension assembly, and a pipe on which the inner casing is suspended, and valves and throttles are installed on the lateral outlets of the flange and the lateral outlets of the column head, while the buffer ball locking device is located in the column head, and the barrel ball locking device is removable tubing suspension assembly and wedge suspensions mounted coaxially under each other are sequentially located in the well under the body of the column head.
RU2018104848A 2018-02-08 2018-02-08 Wellhead equipment RU2665844C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018104848A RU2665844C1 (en) 2018-02-08 2018-02-08 Wellhead equipment

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018104848A RU2665844C1 (en) 2018-02-08 2018-02-08 Wellhead equipment

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2665844C1 true RU2665844C1 (en) 2018-09-04

Family

ID=63460180

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018104848A RU2665844C1 (en) 2018-02-08 2018-02-08 Wellhead equipment

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2665844C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731435C1 (en) * 2020-01-24 2020-09-02 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" Above-water circulating head
RU2740837C1 (en) * 2020-01-28 2021-01-21 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" System of pipeline connection of surface x-mas tree fittings

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1604987A1 (en) * 1988-12-06 1990-11-07 Украинская военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов Fountain reiforcement on mouth of operating hole
RU2259465C1 (en) * 2004-02-24 2005-08-27 Закрытое акционерное общество "Нефтемашвнедрение" Choke and gate valve
RU2315852C1 (en) * 2006-04-07 2008-01-27 Валерий Михайлович Толкач Wellhead equipment for deep gas-condensate well operation
US8505636B2 (en) * 2011-07-29 2013-08-13 Douglas Wade Schepp Wellhead assembly having a nested tubing head
RU2571701C2 (en) * 2010-04-01 2015-12-20 Роберт Бош Гмбх Valves for fossil fuel production and transport with safety unit

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1604987A1 (en) * 1988-12-06 1990-11-07 Украинская военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов Fountain reiforcement on mouth of operating hole
RU2259465C1 (en) * 2004-02-24 2005-08-27 Закрытое акционерное общество "Нефтемашвнедрение" Choke and gate valve
RU2315852C1 (en) * 2006-04-07 2008-01-27 Валерий Михайлович Толкач Wellhead equipment for deep gas-condensate well operation
RU2571701C2 (en) * 2010-04-01 2015-12-20 Роберт Бош Гмбх Valves for fossil fuel production and transport with safety unit
US8505636B2 (en) * 2011-07-29 2013-08-13 Douglas Wade Schepp Wellhead assembly having a nested tubing head

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731435C1 (en) * 2020-01-24 2020-09-02 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" Above-water circulating head
RU2740837C1 (en) * 2020-01-28 2021-01-21 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" System of pipeline connection of surface x-mas tree fittings

Similar Documents

Publication Publication Date Title
USRE44520E1 (en) Tubing hanger with annulus bore
US10352123B2 (en) Wellhead safety valve assembly
US6220363B1 (en) Wellhead isolation tool and method of using same
AU2016395455B2 (en) Subsea tree and methods of using the same
AU2011216607B2 (en) Valve system
US4923372A (en) Gas lift type casing pump
US4325431A (en) Flow controlling apparatus
NO20101580A1 (en) Regulation in annulus between feeding tubes
RU2665844C1 (en) Wellhead equipment
AU2013201288B2 (en) Bottomhole assembly for capillary injection system
CN204738799U (en) Double -barrelled water injection tubular column in pit
US3294174A (en) Fluid operated valve device
EP2744973B1 (en) Valve for a hydrocarbon well, hydrocarbon well provided with such valve and use of such valve
AU2014388394A1 (en) Method and apparatus for managing annular fluid expansion and pressure within a wellbore
US3094170A (en) Subsurface well tubing safety valve
RU2533394C1 (en) Cut-off valve
RU2684299C1 (en) Wellhead tree equipment
US4444267A (en) Ball valve housing
US3168337A (en) Wellhead assembly
US20190309601A1 (en) Sliding sleeve having a flow inhibitor for well equalization
CN110761748B (en) Ball-throwing type pump-free exploitation device for oil field
RU2339788C1 (en) Horizontal well control equipment
NO20111228A1 (en) Device for side pocket almond
RU2511064C1 (en) Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity
SU651120A1 (en) Well closure device

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200209