RU2684261C1 - Герметизатор устьевой роторный - Google Patents
Герметизатор устьевой роторный Download PDFInfo
- Publication number
- RU2684261C1 RU2684261C1 RU2018127253A RU2018127253A RU2684261C1 RU 2684261 C1 RU2684261 C1 RU 2684261C1 RU 2018127253 A RU2018127253 A RU 2018127253A RU 2018127253 A RU2018127253 A RU 2018127253A RU 2684261 C1 RU2684261 C1 RU 2684261C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rotor
- sealing element
- shell
- pipe
- hollow cylindrical
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 94
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 24
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims description 15
- 230000036316 preload Effects 0.000 claims description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 4
- 230000013011 mating Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 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
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
-
- 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья скважины при бурении с вращением трубы или при осуществлении спуско-подъемных операций с колонной труб под давлением без вращения. Технический результат заключается в обеспечении удобства эксплуатации и обслуживания, повышении надежности и безопасности работы. Герметизатор устьевой роторный содержит полый цилиндрический корпус с верхней крышкой, нижним фланцем и центральным сквозным каналом для пропуска трубы. В корпусе установлена обечайка ротора в виде кольцевого цилиндра с верхним и нижним торцами, в ней с возможностью вращения установлен ротор, выполненный в виде металлической втулки, снабженной подшипниками. Ротор содержит эластичный герметизирующий элемент с элементами его крепления в роторе. В обечайке ротора расположена рабочая гидравлическая камера между стенкой кольцевого цилиндра обечайки и герметизирующим элементом, снабженная отсекающим краном со штуцером, выполненным в стенке обечайки. В нижней части обечайки расположен узел регулирования величины усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе, содержащий дифференциальный поршень, установленный с возможностью продольного перемещения в цилиндре, выполненном в нижней части ротора. Торцы обечайки выполнены в виде соосных сферических поверхностей и взаимодействуют с возможностью перемещения с ответными соосными сферическими поверхностями, выполненными на верхней крышке и нижнем фланце полого цилиндрического корпуса. 2 ил.
Description
Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья скважины при бурении с вращением трубы или при осуществлении спуско-подъемных операций с колонной труб под давлением без вращения.
Известно устройство герметизации устья скважины (патент РФ №2274728, МПК Е21В 33/03, опубликовано 20.04.2006.), содержащее:
• полый цилиндрический корпус с фланцами и центральным сквозным каналом для пропуска труб,
• ротор, установленный в корпусе на подшипниках и содержащий герметизирующий элемент с элементами его соединения с ротором,
• рабочую гидравлическую камеру в виде кольцевой полости между корпусом и герметизирующим элементом, заполненную рабочим агентом,
• узел регулирования величины усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе, содержащий поршень, гидравлически связанный с рабочей гидравлической камерой и оснащенный ручным винтовым приводом,
• узел выравнивания давлений между рабочей гидравлической камерой и стволом скважины с подпружиненным поршнем, гидравлически связанный с внутрискважинным давлением,
• гидравлические каналы для подачи внутрискважинного давления и рабочего агента.
Недостатком известного устройства является низкая надежность и безопасность при эксплуатации, что обусловлено особенностями конструкции известного устройства и объясняется следующим:
- известное устройство применяется для герметизации спускаемой колонны труб при ее одновременном вращении и монтируется на верхнем фланце устьевого оборудования соосно проходному отверстию ротора. При этом вследствие возможного неточного центрирования вышки и ее несоосности с осью проходного отверстия ротора или в результате возможной неравномерной осадки опор вышечного блока подвешенная на крюкоблоке талевой системы колонна труб в процессе спуско-подъемных операций также будет несоосна или расположена под некоторым углом к продольной оси герметизирующего элемента известного устройства, односторонне воздействуя при продольном перемещении на его уплотнительные поверхности, обжимающие бурильную трубу. Такое неравномерное воздействие повлечет за собой односторонний абразивный износ уплотнительного элемента, возникновение зазоров и потерю герметичности в контакте труба - уплотнительный элемент, что приведет к пропускам скважинных флюидов на устье скважины и, как следствие, возникновению нефтегазопроявления;
- при эксплуатации известного устройства может возникнуть необходимость ручного управления давлением в рабочей камере для обеспечения герметизации спускаемой колонны труб, что осуществляется винтовым приводом, расположенным снаружи корпуса и не защищенным от внешнего воздействия. Это может проявляться как в виде абразивного и коррозионного воздействия твердой фазы и химреагентов бурового раствора, так и механического воздействия в процессе погрузочно-транспортных или монтажных работ, в результате чего резьбовая часть винтового привода может быть повреждена, что может привести к его заклиниванию при вращении и, как следствие, к невозможности оперативного управления известным устройством посредством ручного привода и потере герметичности скважины на устье.
Таким образом, совокупность конструктивных особенностей известного устройства снижает надежность и безопасность при его эксплуатации.
Известен превентор (ПМ РФ №37762, МПК Е21В 33/06, опубликовано 10.05.2004.), содержащий:
• полый цилиндрический корпус с нижним фланцем и центральным сквозным каналом для пропуска труб, оснащенный верхней крышкой,
• ротор, выполненный в виде металлической втулки, установленной в корпусе на подшипниках, и содержащий эластичный герметизирующий элемент, жестко соединенный верхней частью с верхним торцом металлической втулки и взаимодействующий центральной частью с поверхностью труб,
• рабочую гидравлическую камеру между корпусом и герметизирующим элементом, заполненную рабочим агентом,
• узел регулирования величины усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе, содержащий дифференциальный поршень и цилиндр, гидравлически связанный с рабочей гидравлической камерой и полостью скважины,
• связующий гидравлический трубопровод между корпусом и узлом регулирования.
Недостатком известного устройства является низкая надежность и безопасность при эксплуатации, что обусловлено особенностями конструкции известного устройства и объясняется следующим:
- при эксплуатации известного устройства для герметизации вращающейся колонны труб момент вращения от колонны труб будет передаваться от ее поверхности за счет сил трения на центральную часть герметизирующего элемента, обжимающую трубу, и далее через соединение герметизирующего элемента на ротор и подшипники. Поскольку жесткое крепление между ротором и герметизирующим элементом выполнено только в верхней части герметизирующего элемента, то нижняя часть герметизирующего элемента, не соединенная с ротором, имеет возможность продольного и вращательного перемещения внутри металлической втулки. Поэтому при передаче центральной части герметизирующего элемента крутящего момента от трубы при ее вращении возможна ситуация, когда этот момент будет меньше момента сил трения при вращении ротора в корпусе, например в результате заклинивания ротора частицами твердой фазы бурового раствора, попавшими в зазор в контакте между ротором и корпусом под верхней крышкой. В этом случае центральная часть герметизирующего элемента с незакрепленной нижней частью будет скручиваться относительно верхней части, соединенной с ротором, что приведет к деформации элемента в виде наклонных складок и возникновению зазоров в контакте герметизирующего элемента с трубой с потерей герметичности, результатом чего будет разгерметизация устья скважины с выходом скважинных флюидов на устье из корпуса устройства;
- при эксплуатации известного устройства для герметизации спускаемой колонны труб с одновременным вращением возможна ситуация, сходная с аналогом, в случае несовпадения оси центра сквозного канала корпуса с продольной осью спускаемой колонны труб вследствие неточного центрирования вышки, осадки опор вышечного блока в результате одностороннего размещения свечей на одном из подсвечников вышечного блока или неравномерного проседания оснований вышечного блока из-за неравнопрочности грунта под ними. Эти обстоятельства могут привести к тому, что колонна труб в процессе спуско-подъемных операций будет несоосна или расположена под некоторым углом к продольной оси герметизирующего элемента известного устройства, односторонне воздействуя при продольном перемещении на его уплотнительные поверхности, обжимающие бурильную трубу. Такое неравномерное воздействие повлечет за собой односторонний абразивный износ уплотнительного элемента, возникновение зазоров и потерю герметичности в контакте труба -уплотнительный элемент, что приведет к пропускам скважинных флюидов на устье скважины и, как следствие, возникновению нефтегазопроявления;
Недостатком известного устройства также являются повышенные трудозатраты при его техническом обслуживании в процессе эксплуатации на устье скважины, обусловленные особенностями конструкции, которая требует для замены герметизирующего элемента демонтаж известного устройства с устья скважины для исключения перелива рабочего агента в скважину, слива находящегося в рабочей гидравлической камере рабочего агента и, далее, обратного его залива после осуществления замены герметизирующего элемента. К тому же, при перемещении через герметизирующий элемент труб с замками, имеющими на своей наружной цилиндрической поверхности задиры и царапины от захватных элементов бурового ключа, происходит ускоренный износ рабочей поверхности герметизирующего элемента, вследствие чего при спуске колонны труб на большую глубину для проведения работ возникает необходимость замены нескольких герметизирующих элементов. Неоднократная замена герметизирующего элемента с демонтажом известного устройства с устья скважины снижает удобство эксплуатации, увеличивает время простоя буровой установки и повышает вероятность прихвата спущенной колонны труб в скважине с неизбежными временными затратами на ликвидацию аварийных последствий.
Кроме того, к недостаткам известного устройства следует отнести обособленное размещение узла регулирования усилия поджатия герметизирующего элемента отдельно от корпуса известного устройства, что требует дополнительного связующего трубопровода и временных затрат на монтаж этого узла.
Совокупность перечисленных недостатков снижает надежность, безопасность и удобство эксплуатации известного устройства.
Задачей изобретения является создание технического решения герметизатора устьевого роторного, лишенного перечисленных недостатков.
Техническим результатом решения этой задачи является повышение надежности, безопасности и удобства эксплуатации герметизатора устьевого роторного.
Для обеспечения этого результата известный герметизатор устьевой роторный, содержащий
• полый цилиндрический корпус с верхней крышкой, нижним фланцем и центральным сквозным каналом для пропуска трубы,
• ротор, выполненный в виде металлической втулки, снабженной подшипниками, и содержащей эластичный герметизирующий элемент с элементами его крепления в роторе,
• рабочую гидравлическую камеру, взаимодействующую с герметизирующим элементом и заполненную рабочим агентом,
• узел регулирования величины усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе, выполненный в виде дифференциального поршня и гидравлически связанный с рабочей гидравлической камерой и полостью скважины,
• гидравлические каналы для подачи внутрискважинного давления и рабочего агента
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ
• дополнительно снабжен установленной в полом цилиндрическом корпусе обечайкой ротора в виде кольцевого цилиндра с верхним и нижним торцами, при этом наружный диаметр кольцевого цилиндра обечайки меньше внутреннего диаметра полого цилиндрического корпуса,
• ротор установлен в обечайке с возможностью вращения,
• рабочая гидравлическая камера расположена в обечайке ротора между стенкой кольцевого цилиндра и герметизирующим элементом и снабжена отсекающим краном со штуцером, закрепленным в стенке кольцевого цилиндра,
• узел регулирования величины усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе расположен в нижней части обечайки и содержит дифференциальный поршень, установленный с возможностью продольного перемещения в цилиндре, выполненном в нижней части ротора,
• торцы обечайки выполнены в виде соосных сферических поверхностей и взаимодействуют с возможностью перемещения с ответными соосными сферическими поверхностями, выполненными на верхней крышке и нижнем фланце полого цилиндрического корпуса,
• причем центр всех сферических поверхностей расположен на продольной оси центрального сквозного канала.
Изобретение поясняется чертежами, где:
- на фиг. 1 изображен продольный вертикальный разрез герметизатора устьевого роторного в открытом положении для пропуска колонны труб;
- на фиг. 2 - продольный вертикальный разрез герметизатора устьевого роторного, герметизирующего спущенную колонну труб.
Герметизатор устьевой роторный содержит (фиг. 1) полый цилиндрический корпус 1 с центральным сквозным каналом 2 для пропуска трубы 3, нижним фланцем 4 и верхней крышкой 5. В корпусе 1 установлена обечайка 6 ротора 7 в виде кольцевого цилиндра с верхним 8 и нижним 9 торцами, при этом наружный диаметр кольцевого цилиндра обечайки 6 меньше внутреннего диаметра полого цилиндрического корпуса 1. В обечайке 6 с возможностью вращения размещен ротор 7, выполненный в виде металлической втулки, содержащий проточку с конусной поверхностью 10 и снабженный подшипниками 11. Герметизация ротора 7 в обечайке 6 осуществляется уплотнительными элементами 12. В роторе 7 установлен герметизирующий элемент 13 из эластичного материала, состоящий из двух коаксиально расположенных элементов в виде наружной кольцевой диафрагмы 14 и внутреннего сменного уплотнительного элемента 15, закрепленного в роторе 7 резьбовой втулкой 16 с конусной поверхностью 17.
В обечайке 6 между стенкой ее кольцевого цилиндра и наружной диафрагмой 14 герметизирующего элемента 13 расположена рабочая гидравлическая камера 18, заполненная рабочим агентом и снабженная отсекающим краном 19 со штуцером 20, выполненным в стенке обечайки 6, и включающая канал 21.
Узел регулирования 22 величины усилия поджатия герметизирующего элемента 13 к трубе 3 расположен в нижней части обечайки 6 и содержит дифференциальный поршень 23, установленный с возможностью продольного перемещения в цилиндре, выполненном в нижней части ротора 7. Дифференциальный поршень 23 снабжен уплотнительными элементами 24. Узел регулирования 22 гидравлически связан с рабочей камерой 18 каналами 21, 25 и с полостью скважины каналом 26. Для входа и выхода воздуха при перемещении дифференциального поршня 23 ротор 7 оснащен каналом 27.
Торцы 8, 9 обечайки 6 выполнены в виде соосных сферических поверхностей 28, 29 соответственно и взаимодействуют с возможностью перемещения с ответными соосными сферическими поверхностями 30, 31, выполненными на верхней крышке 5 и нижнем фланце 4 полого цилиндрического корпуса 1, причем центр всех сферических поверхностей расположен на продольной оси центрального сквозного канала 2.
Заявляемый герметизатор устьевой роторный работает следующим образом (фиг. 1).
Устройство герметично устанавливают на устье скважины (шпилечное соединение и посадочный фланец нижестоящего оборудования не показаны). Перед началом проведения работ колонну труб 3 спускают через центральный сквозной канал 2. Перед началом герметизации источником высокого давления (не показан) подается рабочий агент через канал штуцера 20, отсекающий кран 19, канал 21 в рабочую гидравлическую камеру 18 для создания упругой деформации герметизирующего элемента 13 (фиг. 2) и обхвата им спущенной колонны труб 3. Величина давления, создаваемого при этом в рабочей гидравлической камере 18, соответствует величине усилия, обеспечивающего плотный обхват герметизирующим элементом 13 колонны труб 3, необходимый для обеспечения ее начальной герметизации и недопущения переливов. После создания начальной герметизации устья скважины краном 19 перекрывают канал штуцера 20 для обеспечения автоматической работы герметизатора.
При повышении давления в скважине скважинный флюид через канал 26 и большую площадь дифференциального поршня 23 воздействует на рабочий агент и вследствие разности величин площадей дифференциального поршня 23 повышает давление в рабочей гидравлической камере 18 по отношению к скважинному давлению. В свою очередь, увеличение давления в рабочей гидравлической камере 18 повышает усилие обжатия спущенной колонны труб 3 герметизирующим элементом 13 и обеспечивает превышение этого усилия над усилием отжатия герметизирующего элемента 13 от трубы 3, создаваемого скважинным давлением. Вход и выход воздуха при перемещении поршня 23 производится через канал 27.
Узел регулирования 22 величины усилия поджатия герметизирующего элемента 13 к трубе 3 и каналы 25 и 26 (на фиг. 1), необходимые для его взаимодействия с рабочим агентом и скважинным флюидом, размещены в нижней части обечайки 6, размещенной в полом цилиндрическом корпусе 1, благодаря чему отсутствует необходимость оснащения узла регулирования 22 дополнительным связующим трубопроводом и, следовательно, отсутствуют дополнительные временные затраты на монтаж этого узла.
После установки заявляемого герметизатора на устье скважины и создания начальной герметизации спущенной колонны труб 3 приступают к проведению работ. Конструкция устройства позволяет проводить на скважине, находящейся под давлением, работы, связанные со спуском, вращением или сочетанием этих перемещений герметизированной автоматически колонны труб 3.
При спуске колонны труб 3 ее загерметизированная поверхность скользит по внутренней рабочей поверхности поджатого герметизирующего элемента 13 без потери герметичности и пропусков, а при прохождении через него муфтовых (замковых) соединений труб 3, имеющих больший диаметр, чем труба 3, герметизирующий элемент 13 подвергается деформации растяжения под действием усилия, создаваемого весом колонны труб 3, вследствие чего увеличивается внутренний диаметр элемента 13 до диаметра муфты (замка), и последняя проходит через него, благодаря поджатию рабочим агентом герметизирующего элемента 13, без потери герметичности. При деформации растяжения герметизирующего элемента 13 происходит сжатие охватывающего рабочего агента, и вследствие несжимаемых свойств жидкости происходит повышение давления в рабочей гидравлической камере 18 до величины, создающей на дифференциальный поршень 23 через канал 25 усилие, превышающее усилие, создаваемое внутрискважинным давлением на поршень 23 через канал 26. Благодаря этому поршень 23 перемещается с вытеснением скважинного флюида через канал 26 в скважину из цилиндра, выполненного в нижней части ротора 7, и давление в рабочей камере 18 уменьшается с последующим снижением усилия поджатия рабочим агентом герметизирующего элемента 13 к поверхности трубы 3 и, соответственно, уменьшением износа рабочей поверхности элемента 13.
После прохождения под действием усилия, создаваемого весом колонны труб 3, муфтового (замкового) соединения через герметизирующий элемент 13 в него входит труба 3 меньшего диаметра. При этом внутренняя рабочая поверхность герметизирующего элемента 13, поджимаемого давлением рабочего агента вначале к поверхности муфты (замка), вышедшей впоследствии из контакта с ним, а затем к поверхности трубы 3 меньшего диаметра, входящей вновь в элемент 13, будет иметь возможность перемещения из-за разности диаметров муфты (замка) и трубы 3 вследствие упругой деформации элемента 13. После перемещения рабочей поверхности герметизирующего элемента 13 до соприкосновения с поверхностью трубы 3 происходит мгновенное увеличение объема рабочей камеры 18, падение давления рабочего агента и, соответственно, снижение усилия его воздействия на дифференциальный поршень 23. При этом внутрискважинное давление, действующее на дифференциальный поршень 23 со стороны большей площади через канал 26, создает усилие, превышающее усилие, определяемое давлением рабочего агента, действующего со стороны меньшей площади через канал 25, вследствие чего дифференциальный поршень 23 перемещается и через канал 25 воздействует на рабочий агент в гидравлической камере 18, повышая мгновенно давление в ней и увеличивая усилие поджима герметизирующего элемента 13 к поверхности трубы 3 без потери герметичности после прохода муфтового (замкового) соединения.
Таким образом, наличие в конструкции заявляемого устройства дифференциального поршня 23 с разными площадями воздействия, создаваемого давлением рабочего агента и внутрискважинным давлением, позволяет автоматически и оперативно восстанавливать герметизацию устья скважины без потери герметичности при перепаде диаметров герметизируемой колонны труб 3, а также снизить износ внутренней рабочей поверхности герметизирующего элемента 13.
При спуске загерметизированной колонны труб 3 с одновременным вращением вращательное движение передается герметизирующему элементу 13 посредством силы трения, возникающей при взаимодействии наружной поверхности спускаемой трубы 3 и внутренней рабочей поверхности элемента 13, и, далее, ротору 7. Передача вращения от колонны труб 3 к ротору 7 осуществляется через герметизирующий элемент 13, жестко зафиксированный в конусных поверхностях 10 и 17 поджатием резьбовой втулкой 16 для создания сил трения в верхней и нижней части элемента 13. При появлении давления в рабочей гидравлической камере 18 наружная кольцевая диафрагма 14 создает дополнительное усилие в местах фиксации герметизирующего элемента 13, воздействуя на него и поджимая в направлении конусных поверхностей 10 и 17, тем самым обеспечивая увеличение силы трения в контакте «герметизирующий элемент - труба». В этом случае жесткое крепление герметизирующего элемента 13 относительно ротора 7 исключает вероятность скручивания элемента 13 и его деформации с последующим возникновением пропусков скважинных флюидов на устье скважины, тем самым повышая надежность герметизации. Обечайка 6 ротора 7 остается неподвижной, реактивный момент воспринимается штуцером 20 и передается на корпус 1. Ротор 7 вращается в обечайке 6. Нагрузки, возникающие при работе под действием усилий, создаваемых давлением, воспринимаются подшипниками 11.
В случае непараллельности оси центра сквозного канала 2 корпуса 1 с продольной осью спускаемой колонны труб 3 либо непрямолинейности последней герметизирующий элемент 13, взаимодействуя внутренней рабочей герметизирующей поверхностью с герметизируемой поверхностью трубы 3, будет смещаться ее изгибами и отклонениями и воздействовать на ротор 7, отклоняя его с обечайкой 6 по сферическим поверхностям 30 и 31 верхней крышки 5 и нижнего фланца 4, самоустанавливая взаимодействующие детали и обеспечивая тем самым параллельность и соосность вращающегося ротора 7 и его узлов продольной оси спускаемой трубы 3. Благодаря этому исключается неравномерное воздействие трубы 3 при продольном перемещении на внутреннюю рабочую поверхность герметизирующего элемента 13, а, следовательно, обеспечивается отсутствие одностороннего абразивного износа элемента 13, при этом увеличивается площадь контакта герметизирующего элемента 13 с трубой 3, и возрастает усилие поджатия элемента 13 к трубе 3, исключается возникновение пропусков скважинных флюидов на устье скважины, повышается надежность герметизации.
При необходимости проведения спуско-подъемных операций спущенной колонны труб 3 под герметизатором сбрасывают внутрискважинное давление, к штуцеру 20 присоединяют источник высокого давления, имеющий линию сброса, и герметизатор открывают сбросом рабочего агента после открытия отсекающего крана 19 (фиг.1).
При необходимости замены внутреннего сменного уплотнительного элемента 15, изношенного в процессе проведения работ, под герметизатором сбрасывают внутрискважинное давление, для чего к штуцеру 20 присоединяют источник высокого давления, имеющий линию сброса, и герметизатор открывают снижением давления рабочего агента после открытия крана 19. Вывинчивают резьбовую втулку 16 и извлекают внутренний сменный уплотнительный элемент 15 герметизирующего элемента 13. При этом наружная кольцевая диафрагма 14 предотвращает перелив в скважину рабочего агента, поскольку заполненная им рабочая гидравлическая камера 18 расположена между стенкой кольцевого цилиндра обечайки 6 и наружной диафрагмой 14 герметизирующего элемента 13. Установку нового внутреннего сменного уплотнительного элемента 15 производят в обратной последовательности.
Операция замены внутреннего сменного уплотнительного элемента 15 не требует разборки заявляемого герметизатора и демонтажа его с устья скважины, тем самым обеспечивая удобство эксплуатации и обслуживания заявляемого устройства.
Снижение вероятности неоднократной замены герметизирующего элемента 13 благодаря уменьшению износа его внутренней поверхности при прохождении через него муфтовых (замковых) соединений труб 3 в совокупности с отсутствием необходимости демонтажа заявляемого устройства с устья скважины для замены изношенного внутреннего сменного уплотнительного элемента 15 уменьшает время простоя буровой установки и вероятность прихвата спущенной колонны труб 3, повышая тем самым надежность и безопасность работы, а также повышает удобство эксплуатации заявляемого устройства.
Таким образом, использование устройства обеспечивает удобство эксплуатации и обслуживания, повышение надежности и безопасности работы по сравнению с аналогом и прототипом.
Claims (13)
- Герметизатор устьевой роторный, содержащий:
- - полый цилиндрический корпус с верхней крышкой, нижним фланцем и центральным сквозным каналом для пропуска трубы,
- - ротор, выполненный в виде металлической втулки, снабженной подшипниками и содержащей эластичный герметизирующий элемент с элементами его крепления в роторе,
- - рабочую гидравлическую камеру, взаимодействующую с герметизирующим элементом и заполненную рабочим агентом,
- - узел регулирования величины усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе, выполненный в виде дифференциального поршня и гидравлически связанный с рабочей гидравлической камерой и полостью скважины,
- - гидравлические каналы для подачи внутрискважинного давления и рабочего агента,
- отличающийся тем, что
- - дополнительно снабжен установленной в полом цилиндрическом корпусе обечайкой ротора в виде кольцевого цилиндра с верхним и нижним торцами, при этом наружный диаметр кольцевого цилиндра обечайки меньше внутреннего диаметра полого цилиндрического корпуса,
- - ротор установлен в обечайке с возможностью вращения,
- - рабочая гидравлическая камера расположена в обечайке ротора между стенкой кольцевого цилиндра и герметизирующим элементом и снабжена отсекающим краном со штуцером, закрепленным в стенке кольцевого цилиндра,
- - узел регулирования величины усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе расположен в нижней части обечайки и содержит дифференциальный поршень, установленный с возможностью продольного перемещения в цилиндре, выполненном в нижней части ротора,
- - торцы обечайки выполнены в виде соосных сферических поверхностей и взаимодействуют с возможностью перемещения с ответными соосными сферическими поверхностями, выполненными на верхней крышке и нижнем фланце полого цилиндрического корпуса,
- - причем центр всех сферических поверхностей расположен на продольной оси центрального сквозного канала.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127253A RU2684261C1 (ru) | 2018-07-24 | 2018-07-24 | Герметизатор устьевой роторный |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127253A RU2684261C1 (ru) | 2018-07-24 | 2018-07-24 | Герметизатор устьевой роторный |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2684261C1 true RU2684261C1 (ru) | 2019-04-04 |
Family
ID=66089882
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018127253A RU2684261C1 (ru) | 2018-07-24 | 2018-07-24 | Герметизатор устьевой роторный |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2684261C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2798532C1 (ru) * | 2022-12-23 | 2023-06-23 | ООО "Битенг" | Герметизатор устьевой роторный |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU37762U1 (ru) * | 2004-01-08 | 2004-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Превентор |
| RU2274728C1 (ru) * | 2004-11-18 | 2006-04-20 | Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш") | Устройство герметизации устья скважины |
| CN201125698Y (zh) * | 2007-12-11 | 2008-10-01 | 林天伟 | 光杆密封器液压式二级密封装置 |
| CN201620804U (zh) * | 2010-03-26 | 2010-11-03 | 李红宾 | 润滑式抽油井口密封器 |
| RU2483189C1 (ru) * | 2012-05-23 | 2013-05-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Герметизатор устьевой роторный плашечный |
| US20160305213A1 (en) * | 2013-12-30 | 2016-10-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Drill tool insert removal |
-
2018
- 2018-07-24 RU RU2018127253A patent/RU2684261C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU37762U1 (ru) * | 2004-01-08 | 2004-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Превентор |
| RU2274728C1 (ru) * | 2004-11-18 | 2006-04-20 | Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш") | Устройство герметизации устья скважины |
| CN201125698Y (zh) * | 2007-12-11 | 2008-10-01 | 林天伟 | 光杆密封器液压式二级密封装置 |
| CN201620804U (zh) * | 2010-03-26 | 2010-11-03 | 李红宾 | 润滑式抽油井口密封器 |
| RU2483189C1 (ru) * | 2012-05-23 | 2013-05-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Герметизатор устьевой роторный плашечный |
| US20160305213A1 (en) * | 2013-12-30 | 2016-10-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Drill tool insert removal |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2798532C1 (ru) * | 2022-12-23 | 2023-06-23 | ООО "Битенг" | Герметизатор устьевой роторный |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104695885B (zh) | 将井源的各个部分与流体压力隔离的系统、方法及装置 | |
| CA2846749C (en) | Rotating continuous flow sub | |
| EP2156006B1 (en) | A device for a top drive drilling machine for continuous circulation of drilling mud | |
| US6595278B1 (en) | Assembly for locking a polished rod in a pumping wellhead | |
| US2721614A (en) | Systems and structure for controlling the movement of well pipe in well bores | |
| AU2016293818B2 (en) | Adjustable lock-out ram for production bop applications | |
| US5332044A (en) | Wellhead isolation tool and method of use | |
| RU2562623C1 (ru) | Вертлюг непрерывной промывки | |
| RU2684261C1 (ru) | Герметизатор устьевой роторный | |
| CN111411914B (zh) | 井筒防喷堵塞器 | |
| US1836506A (en) | Blow-out preventer | |
| US2154955A (en) | Well casing control valve | |
| RU2637681C1 (ru) | Трубная головка | |
| RU2527054C1 (ru) | Превентор кольцевой сферический роторный | |
| US20200318750A1 (en) | Enhanced design for plug valve | |
| RU2650000C1 (ru) | Трубная головка | |
| RU2708740C1 (ru) | Устройство для изоляции зоны осложнения с предварительной промывкой | |
| RU2274728C1 (ru) | Устройство герметизации устья скважины | |
| CN208184697U (zh) | 一种高压充填防砂施工井口装置 | |
| RU2483189C1 (ru) | Герметизатор устьевой роторный плашечный | |
| CN108798585B (zh) | 抽汲防喷装置 | |
| RU2724711C1 (ru) | Противовыбросовое устройство для скважин с наклонным устьем | |
| RU2393329C1 (ru) | Герметизатор устьевой | |
| RU2623750C1 (ru) | Способ проведения подземного ремонта скважины для смены погружного оборудования и исключения влияния раствора глушения на продуктивный пласт | |
| RU213229U1 (ru) | Превентор плашечный гидравлический сдвоенный |