RU2708738C1 - Universal transient coil of wellhead fittings (versions) - Google Patents
Universal transient coil of wellhead fittings (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2708738C1 RU2708738C1 RU2019113444A RU2019113444A RU2708738C1 RU 2708738 C1 RU2708738 C1 RU 2708738C1 RU 2019113444 A RU2019113444 A RU 2019113444A RU 2019113444 A RU2019113444 A RU 2019113444A RU 2708738 C1 RU2708738 C1 RU 2708738C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- flange
- guide pipe
- wellhead
- row
- Prior art date
Links
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 title abstract 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000013011 mating Effects 0.000 claims abstract description 15
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 abstract description 16
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 9
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract description 7
- 230000008878 coupling Effects 0.000 abstract 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 abstract 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 abstract 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 3
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 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
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 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
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
-
- 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
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
- E21B33/047—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads for plural tubing strings
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)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к устьевой арматуре и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при ремонте скважин в процессе спуско-подъемных операций (СПО) колонны труб, в том числе при СПО в паронагнетательную скважину двухрядной колонны труб.The invention relates to wellhead fittings and can be used in the oil industry for repairing wells during tripping and running operations (STR) of a pipe string, including when running in a steam injection well of a double-row pipe string.
Известен фланец устьевой арматуры (патент на полезную модель RU №59124, МПК Е21В 33/03, опубл. 10.12.2006 в бюл. №34), включающий уплотнительную канавку на поверхности фланца, при этом фланец дополнительно снабжен направляющим патрубком, выполненным с возможностью входа в колонную головку, причем торцевая часть патрубка имеет вид усеченного конуса.The wellhead flange is known (patent for utility model RU No. 59124, IPC ЕВВ 33/03, published on December 10, 2006 in Bull. No. 34), including a sealing groove on the surface of the flange, while the flange is additionally equipped with a guide pipe made with the possibility of entry in the column head, and the end part of the pipe has the appearance of a truncated cone.
Недостатками известной конструкции являются:The disadvantages of the known design are:
- во-первых, невозможность крепления превентора на фланце устьевой арматуры без переходных катушек на различных типоразмерах опорных фланцев устьевых арматур скважин при проведении СПО, т.е. под каждый типоразмер опорного фланца необходимо использовать отдельный фланец устьевой арматуры;- firstly, the impossibility of attaching a preventer on the wellhead flange without transitional coils on different sizes of supporting flanges of wellhead wellheads during the SPO, i.e. for each standard size of the supporting flange, it is necessary to use a separate flange of the wellhead fittings;
- во-вторых, невозможность использования фланца устьевой арматуры при работе с превентором в процессе проведения спускоподъемных операций с двумя колоннами труб в скважине.- secondly, the impossibility of using the wellhead flange when working with a preventer during tripping operations with two pipe columns in the well.
Известна переходная катушка для оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб (а. с.СССР №375369, МПК Е21В 33/03, опубл. 23.03.1973 в бюл. №16), включающая катушку с верхним и нижним фланцами, уплотнительные канавки с металлическими прокладками, крестовину-трубодержатель первого ряда труб, труб о держатель второго ряда труб с фланцами, сменный ниппель.Known transition coil for the equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes (a.s.SSSSR No. 375369, IPC ЕВВ 33/03, published on March 23, 1973 in Bulletin No. 16), including a coil with upper and lower flanges, sealing grooves with metal gaskets, cross-pipe holder of the first row of pipes, pipes on the holder of the second row of pipes with flanges, interchangeable nipple.
С целью осуществления возможности подвески всех возможных сочетаний труб без изгиба труб верхний фланец катушки размещен эксцентрично относительно оси катушки, а нижний фланец трубодержателя второго ряда труб - эксцентрично относительно оси тру бо держателя второго ряда труб.In order to realize the possibility of suspension of all possible combinations of pipes without bending the pipes, the upper flange of the coil is eccentric relative to the axis of the coil, and the lower flange of the pipe holder of the second row of pipes is eccentric relative to the axis of the pipe holder of the second row of pipes.
Недостатками известной конструкции являются:The disadvantages of the known design are:
- во-первых, сложность спуско-подъемных операций, невозможность крепления превентора при использовании фланца устьевой арматуры на различных типоразмерах опорных фланцев устьевых арматур скважин при проведении СПО, т.е. под каждый типоразмер опорного фланца необходимо использовать отдельный фланец устьевой арматуры;- firstly, the complexity of tripping, the impossibility of attaching a preventer when using the wellhead flange on various sizes of supporting flanges of wellhead wellheads during SPO, i.e. for each standard size of the supporting flange, it is necessary to use a separate flange of the wellhead fittings;
- во-вторых, невозможность установки превентора на крестовину труб о держателя устьевой арматуры в процессе проведения спуско подъемных операций с двумя колоннами труб в скважине;- secondly, the impossibility of installing a preventer on the crosspiece of the pipe about the holder of the wellhead reinforcement during tripping operations with two columns of pipes in the well;
- в-третьих, длительность монтажа превентора на двухрядной устьевой арматуре скважины. Это связано с тем, что фланец устьевой арматуры после проведения каждой СПО необходимо отворачивать и крепить вновь как с превентора, так и с устьевой арматуры.- thirdly, the duration of the installation of the preventer on a two-row wellhead well reinforcement. This is due to the fact that the flange of the wellhead reinforcement after each STR is necessary to unscrew and fasten again both from the preventer and from the wellhead armature.
Наиболее близким по технической сущности является арматура устьевая двухствольная (патент RU №2638062, МПК Е21В 33/047, опубл. 11.12.2017 в бюл. №35), содержащая крестовину-трубодержатель первого ряда насосно-компрессорных труб, выполненную в виде диска с двумя каналами, опорный фланец, уплотнительные канавки и металлические прокладки, труб о держатель второго ряда труб.The closest in technical essence is the wellhead double-barrel fittings (patent RU No. 2638062, IPC ЕВВ 33/047, published on December 11, 2017 in bull. No. 35), containing a cross-pipe holder of the first row of tubing made in the form of a disk with two channels, support flange, sealing grooves and metal gaskets, pipes on the holder of the second row of pipes.
Крестовина-трубодержатель состоит из колонного патрубка с резьбой в нижней части, верхним фланцем с уплотнительной канавкой на поверхности фланца, верхний фланец приварен к верхней части направляющего патрубка, и по меньшей мере одним боковым отводом, приваренным в средней части колонного патрубка, крестовину-трубодержатель первого ряда насосно-компрессорных труб (НКТ), выполненную в виде диска с двумя каналами, один из которых выполнен с верхней и нижней резьбами, причем крестовина-трубодержатель герметично смонтирована на опорный фланец и уплотнена металлической прокладкой, при этом в крестовине-трубодержателе предусмотрен боковой отвод, трубодержатель второго ряда НКТ, выполненный в виде тройника с каналом, выполненным с верхней и нижней резьбами, причем трубодержатель герметично смонтирован на крестовину-трубодержатель и уплотнен металлической прокладкой, при этом в трубодержателе предусмотрен боковой отвод.The crosspiece-pipe holder consists of a column pipe with a thread in the lower part, an upper flange with a sealing groove on the surface of the flange, the upper flange is welded to the upper part of the guide pipe, and at least one side outlet welded in the middle of the column pipe, the first cross-pipe holder a number of tubing (tubing), made in the form of a disk with two channels, one of which is made with upper and lower threads, moreover, the cross-pipe holder is hermetically mounted on the reference fl it is sealed and sealed with a metal gasket, while a lateral bend is provided in the crosspiece-pipe holder, a tubing holder of the second row of tubing is made in the form of a tee with a channel made with upper and lower threads, and the pipe holder is hermetically mounted on the cross-pipe holder and sealed with a metal gasket, while a lateral outlet is provided in the pipe holder.
Недостатками известной конструкции являются:The disadvantages of the known design are:
- во-первых, сложность проведения спуско-подъемных операций из-за невозможности крепления превентора при использовании фланца устьевой арматуры на различных типоразмерах опорных фланцев устьевых арматур скважин, т.е. под каждый типоразмер опорного фланца необходимо использовать отдельный фланец устьевой арматуры;- firstly, the complexity of the hoisting operations due to the inability to mount the preventer when using the wellhead flange on various sizes of supporting flanges of wellhead wellheads, i.e. for each standard size of the supporting flange, it is necessary to use a separate flange of the wellhead fittings;
во-вторых, невозможность установки превентора на крестовину-труб о держателя устьевой арматуры в процессе проведения спуско подъемных операций с двумя колоннами труб в скважине;secondly, the impossibility of installing a preventer on the crosspiece-pipes about the holder of wellhead valves during tripping operations with two pipe columns in the well;
- в-третьих, длительность монтажа превентора на двухрядной устьевой арматуре скважины. Это связано с тем, что фланец устьевой арматуры после проведения каждой СПО необходимо отворачивать и крепить вновь как с превентора, так и с устьевой арматуры;- thirdly, the duration of the installation of the preventer on a two-row wellhead well reinforcement. This is due to the fact that the flange of the wellhead reinforcement after each STR is necessary to unscrew and fasten again both from the preventer and from the wellhead armature;
- в-четвертых, герметизирующие элементы не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С.- fourthly, the sealing elements do not ensure the tightness of the device in case of the release of steam injected into the steam injection well at a temperature of 200-250 ° C.
Техническими задачами изобретения являются расширение эксплуатационных возможностей оборудования, обеспечивающих возможность проведения спуско-подъемных операций в скважине как с однорядной, так и с двухрядной колоннами труб, монтировать превентор на устьевой арматуре, сократить время монтажа превентора при проведении СПО в скважине, а также исключить выброс пара при эксплуатации устройства на паронагнетательных скважинах.The technical objectives of the invention are to expand the operational capabilities of the equipment, providing the possibility of launching operations in the well with both single-row and double-row pipe strings, mount the preventer on the wellhead fittings, reduce the installation time of the preventer during the shutdown in the well, and also eliminate steam emission when operating the device on steam injection wells.
Технические задачи решаются универсальной переходной катушкой устьевой арматуры, включающей крестовину-трубодержатель первого ряда насосно-компрессорных труб, выполненную в виде диска с двумя каналами, опорный фланец, уплотнительные канавки и металлические прокладки, трубодержатель второго ряда труб.Technical problems are solved by a universal transitional coil of wellhead valves, including a crosspiece-pipe holder of the first row of tubing made in the form of a disk with two channels, a support flange, sealing grooves and metal gaskets, a pipe holder of the second row of pipes.
По первому варианту новым является то, что на опорный фланец устьевой арматуры установлена универсальная переходная катушка устьевой арматуры, состоящая из направляющего патрубка, приваренного к верхнему фланцу, и ответного направляющего патрубка, приваренного к нижнему фланцу, в нижнем и верхнем фланцах выполнены уплотнительные канавки с уплотнительными металлическими прокладками, а направляющий патрубок оснащен наружной цилиндрической выборкой и конической поверхностью, сужающейся сверху вниз, причем на конической поверхности выполнена канавка, в которой размещено герметизирующее кольцо, а в наружной цилиндрической выборке направляющего патрубка установлена накидная гайка, а ответный направляющий патрубок оснащен сверху наружным цилиндрическим выступом с резьбой, а ниже - технологическими срезами, при этом ответный направляющий патрубок снабжен обратной конусной поверхностью, сужающейся сверху вниз, сопрягаемой с конической поверхностью направляющего патрубка при завороте накидной гайки в верхнюю резьбу ответного направляющего патрубка, с упором внутренней поверхности накидной гайки в нижний торец наружной цилиндрической выборки направляющего патрубка, при этом верхний фланец оснащен радиальным технологическим каналом и в исходном положении уплотнен пробкой.According to the first variant, the new one is that a universal transitional coil of the wellhead reinforcement is installed on the support flange of the wellhead valve, consisting of a guide pipe welded to the upper flange and a counter guide pipe welded to the lower flange, in the lower and upper flanges there are sealing grooves with sealing metal gaskets, and the guide pipe is equipped with an external cylindrical selection and a conical surface, tapering from top to bottom, and on the conical surface you a groove is filled in which the sealing ring is placed, and a union nut is installed in the outer cylindrical selection of the guide pipe, and the counter guide pipe is equipped with an external cylindrical protrusion with a thread on top and technological cuts below, while the counter guide pipe is provided with a conical surface that tapers from above down, mating with the conical surface of the guide pipe when the union nut is turned into the upper thread of the counter guide pipe, with the stop the surface of the union nut into the lower end of the outer cylindrical selection of the guide pipe, while the upper flange is equipped with a radial technological channel and is sealed with a stopper in the initial position.
Также новым является то, что верхний фланец прикреплен к превентору.Also new is that the top flange is attached to the preventer.
Также новым является то, что герметизирующее кольцо выполнено из термостойкой резины.Also new is the fact that the sealing ring is made of heat-resistant rubber.
По второму варианту новым является то, что на крестовине-трубодержателя первого ряда труб установлена универсальная переходная катушка устьевой арматуры, состоящая из направляющего патрубка, приваренного к верхнему фланцу, и ответного направляющего патрубка, приваренного к нижнему фланцу, в нижнем и верхнем фланцах выполнены уплотнительные канавки с уплотнительными металлическими прокладками, а направляющий патрубок оснащен наружной цилиндрической выборкой и конической поверхностью, сужающейся сверху вниз, причем на конической поверхности выполнена канавка, в которой размещено герметизирующее кольцо, а в наружной цилиндрической выборке направляющего патрубка установлена накидная гайка, а ответный направляющий патрубок оснащен сверху наружным цилиндрическим выступом с резьбой, а ниже - технологическими срезами, при этом ответный направляющий патрубок снабжен обратной конусной поверхностью сужающейся сверху вниз, сопрягаемой с конической поверхностью направляющего патрубка при завороте накидной гайки в верхнюю резьбу ответного направляющего патрубка, с упором внутренней поверхности накидной гайки в нижний торец наружной цилиндрической выборки направляющего патрубка, причем нижний фланец выполнен с вырезом под патрубок длинной колонны труб, а высота направляющего патрубка от нижнего торца нижнего фланца до нижнего торца верхнего фланца больше длины патрубка длинной колонны труб, закрепленной в крестовине-трубодержателя, при этом верхний фланец оснащен радиальным технологическим каналом и в исходном положении уплотнен пробкой.According to the second option, the new one is that on the cross-pipe holder of the first row of pipes a universal transitional coil of wellhead valves is installed, consisting of a guide pipe welded to the upper flange and a counter guide pipe welded to the lower flange, sealing grooves are made in the lower and upper flanges with sealing metal gaskets, and the guide pipe is equipped with an external cylindrical selection and a conical surface, tapering from top to bottom, and on a conical surface A groove is made in the surface, in which a sealing ring is placed, and a union nut is installed in the outer cylindrical selection of the guide pipe, and the counter guide pipe is equipped with a cylindrical threaded protrusion at the top and technological cuts below, while the counter guide pipe is provided with a reverse conical surface tapering from above down, mating with the conical surface of the guide pipe when turning the union nut into the upper thread of the counter guide pipe, with emphasis m of the inner surface of the union nut into the lower end of the outer cylindrical sample of the guide pipe, the lower flange made with a cutout under the pipe of the long pipe string, and the height of the pipe from the lower end of the lower flange to the lower end of the upper flange is longer than the pipe length of the long pipe string fixed in the cross -tube holder, while the upper flange is equipped with a radial technological channel and is sealed with a stopper in the initial position.
Также новым является то, что верхний фланец прикреплен к превентору.Also new is that the top flange is attached to the preventer.
Также новым является то, что герметизирующее кольцо выполнено из термостойкой резины.Also new is the fact that the sealing ring is made of heat-resistant rubber.
Также новым является то, что крестовина-трубодержатель герметично смонтирована на опорном фланце.Also new is the fact that the crosspiece-pipe holder is hermetically mounted on the support flange.
На фиг. 1 схематично изображена конструкция универсальной переходной катушки устьевой арматуры при спуске в скважину одной колонны труб.In FIG. 1 schematically illustrates the construction of a universal transitional coil of wellhead valves when one pipe string is lowered into the well.
На фиг. 2 изображено сечение А-А устройства.In FIG. 2 shows a section AA of the device.
На фиг. 3 схематично изображена конструкция универсальной переходной катушки устьевой арматуры при спуске в скважину второго ряда колонны труб.In FIG. 3 schematically shows the construction of a universal transitional coil of wellhead reinforcement when lowering the second row of pipe string into the well.
На фиг. 4 изображен вид Б устройства.In FIG. 4 shows a view B of the device.
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры по первому варианту включает верхний фланец 1 с уплотнительной канавкой 2 на поверхности верхнего фланца 1, и жесткосоединенный с направляющим патрубком 3, установленным соосно опорному фланцу устьевой арматуры.The universal transition coil of wellhead valves according to the first embodiment includes an upper flange 1 with a
Направляющий патрубок 3 оснащен наружной цилиндрической выборкой 4 и конической поверхностью 5, сужающейся сверху вниз.The
На конической поверхности 5 направляющего патрубка 3 выполнена канавка 6, в которой размещено герметизирующее кольцо 7.On the
Герметизирующее кольцо 7 выполняют из термостойкой резины с целью исключения выброса из скважины закачиваемого пара, при использовании катушки в паронагнетательных скважинах, где температура закачиваемого пара составляет 200-250°С. В качестве термостойкой резины применяют, например, силиконовую термостойкую резину или термостойкую губку ВРП-1, выпускаемую по ТУ 38.105.673-74 для уплотнений различного вида разъемных соединений, работающих в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.The
В наружной цилиндрической выборке 4 направляющего патрубка 3 установлена накидная гайка 8 с диаметральным зазором s, например равным 4 мм.In the outer cylindrical sample 4 of the
Верхний фланец 1 жестко соединен с направляющим патрубком 3 после установки на наружную цилиндрическую выборку 4 направляющего патрубка 3 накидной гайки 8, например, с помощью сварочного соединения (на фиг. 1 показано условно). Верхний фланец 1 сверху прикреплен к нижнему фланцу устьевого скважинного оборудования, например, превентора (на фиг. 1 показано условно в виде тонкой линии над предлагаемым устройством) с помощью шпилек (на фиг. 1 показано условно в виде осевой линии). Верхний фланец 1 оснащен радиальным технологическим каналом 9 для стравливания газа и замера устьевого давления в процессе работ и в исходном положении уплотнен пробкой 10.The upper flange 1 is rigidly connected to the
Устройство оснащено ответным направляющим патрубком 11, оснащенным сверху наружным цилиндрическим выступом 12 с резьбой 13, а ниже -технологическими срезами 14 (фиг. 2).The device is equipped with a
Ответный направляющий патрубок 11 (фиг. 1) снабжен обратной конусной поверхностью 15, сужающейся сверху вниз, сопрягаемой с конической поверхностью 5 направляющего патрубка 3 при завороте накидной гайки 8 в верхнюю резьбу 13 ответного направляющего патрубка 11 с упором внутренней поверхности накидной гайки 8 в нижний торец наружной цилиндрической выборки 4 направляющего патрубка.The response guide pipe 11 (Fig. 1) is provided with a reverse
Нижний фланец универсальной переходной катушки 16 (фиг. 1) с уплотнительной канавкой 17 на поверхности фланца жестко соединен с ответным направляющим патрубком 11. Нижний фланец 16 крепится на опорном фланце 18 (фиг. 1) устьевой арматуры с помощью шпилек (на фиг. 1 показано условно).The lower flange of the universal transitional coil 16 (Fig. 1) with a sealing groove 17 on the surface of the flange is rigidly connected to the
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры по второму варианту включает верхний фланец 1 (фиг. 3) с уплотнительной канавкой 2 на поверхности верхнего фланца 1, и жестко соединенный (например, сваркой) с направляющим патрубком 3, установленным соосно крестовине-трубодержателя устьевой арматуры. Направляющий патрубок 3 оснащен наружной цилиндрической выборкой 4 и конической поверхностью 5, сужающейся сверху вниз.The universal transition coil of the wellhead valve according to the second embodiment includes an upper flange 1 (Fig. 3) with a
На конической поверхности 5 направляющего патрубка 3 выполнена канавка 6, в которой размещено герметизирующее кольцо 7.On the
Герметизирующее кольцо 7 выполняют из термостойкой резины с целью исключения выброса из скважины закачиваемого пара при использовании катушки в паронагнетательных скважинах, где температура закачиваемого пара составляет 200-250°С. В качестве термостойкой резины применяют, например силиконовую термостойкую резину или термостойкую губку ВРП-1, выпускаемую по ТУ 38.105.673-74 для уплотнений различного вида разъемных соединений, работающих в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.The
В наружной цилиндрической выборке 4 направляющего патрубка 3 установлена накидная гайка 8 с диаметральным зазором s, например равным 4 мм.In the outer cylindrical sample 4 of the
Верхний фланец 1 жестко соединен с направляющим патрубком 3, после установки на наружную цилиндрическую выборку 4 направляющего патрубка 3 накидной гайки 8, например с помощью сварочного соединения (на фиг. 3 показано условно). Верхний фланец 1 сверху прикреплен к нижнему фланцу устьевого скважинного оборудования, например превентора (на фиг. 3 показано условно в виде тонкой линии над предлагаемым устройством) с помощью шпилек (на фиг. 3 показано условно в виде осевой линии). Верхний фланец 1 оснащен радиальным технологическим каналом 9 для стравливания газа и замера устьевого давления в процессе работ и в исходном положении уплотнен пробкой 10.The upper flange 1 is rigidly connected to the
Устройство оснащено ответным направляющим патрубком 11, оснащенным сверху наружным цилиндрическим выступом 12 с резьбой 13, а ниже -технологическими срезами 14 (фиг. 2).The device is equipped with a
Ответный направляющий патрубок 11 (фиг. 3) снабжен обратной конусной поверхностью 15, сужающейся сверху вниз, сопрягаемой с конической поверхностью 5 направляющего патрубка 3 при завороте накидной гайки 8 в верхнюю резьбу 13 ответного направляющего патрубка 11 с упором внутренней поверхности накидной гайки 8 в нижний торец наружной цилиндрической выборки 4 направляющего патрубка.The response guide pipe 11 (Fig. 3) is provided with a reverse
Нижний фланец 19 универсальной переходной катушки (фиг. 3) с уплотнительной канавкой 20 на поверхности фланца жестко соединен с ответным направляющим патрубком 11. Нижний фланец 19 крепится на крестовине-трубодержателя 21 (фиг. 3) устьевой арматуры с помощью шпилек (на фиг. 3 показано условно). Нижний фланец выполнен с вырезом сегмента 22 (фиг. 4) под патрубок 23 длинной колонны труб, а высота направляющего патрубка от нижнего торца нижнего фланца до нижнего торца верхнего фланца больше длины патрубка длинной колонны труб, закрепленной в крестовине-трубодержателя 21. Крестовина-трубодержатель 21 герметично смонтирована на опорном фланце.The
При спуске в скважину однорядной колонны труб наружный диаметр D1 (фиг. 1) нижнего фланца 16 изготавливают под определенный диаметр опорного фланца 18 по ГОСТ 28919-91 в зависимости от диаметра опорного фланца 18 устьевой арматуры и может быть больше, меньше, а также равным наружному диаметру D2 верхнего фланца 1.When lowering a single-row pipe string into the well, the outer diameter D 1 (Fig. 1) of the
Например, наружный диаметр опорного фланца 18 устьевой арматуры составляет 445 мм, соответственно тогда диаметр D1 первого нижнего фланца 16 предлагаемой катушки будет составлять 445 мм, а наружный диаметр нижнего опорного фланца превентора составляет 380 мм, соответственно диаметр D2 верхнего фланца 1 предлагаемой катушки будет составлять 380 мм.For example, the outer diameter of the support flange 18 of the wellhead valve is 445 mm, respectively, then the diameter D 1 of the first
Металлические прокладки 24, 25, 26 обеспечивают герметичность соединения, исключают несанкционированные перетоки жидкости в процессе работы устройства.
При спуске в скважину двухрядной колонны труб наружный диаметр D3 (фиг. 3) нижнего фланца 19 больше диаметра D2 верхнего фланца 1, при этом диаметр D2 верхнего фланца 1 больше наружного диаметра D3 нижнего фланца 19. Т.е. соблюдается следующее условие: D1>D2>D3 (по ГОСТ 28919-91).When a double-row pipe string is lowered into the well, the outer diameter D 3 (Fig. 3) of the
При проведении СПО в скважине с двумя рядами колонны труб, например, одна длинная колонна труб - колонна НКТ диаметром 89 мм, вторая короткая колонна труб - колонна НКТ диаметром 60 мм, то высота - Н (фиг. 3) от нижнего торца 27 нижнего фланца 19 до нижнего торца 28 верхнего фланца 1 должна быть больше длины - L патрубка 23 (от нижнего торца 27 нижнего фланца 19) длинной колонны труб до свободного верхнего конца, закрепленной в крестовине-трубодержателя 21 на величину - а.When conducting a shutdown in a well with two rows of pipe string, for example, one long pipe string is a tubing string with a diameter of 89 mm, the second short pipe string is a tubing string with a diameter of 60 mm, then the height is H (Fig. 3) from the
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры для проведения СПО однорядной колонны труб в скважину, например колонны НКТ диаметром 73 мм, работает следующим образом.A universal transitional coil of wellhead reinforcement for conducting STR of a single-row pipe string into the well, for example tubing string with a diameter of 73 mm, works as follows.
Сначала в уплотнительную канавку 2 верхнего фланца 1 устанавливают металлическую прокладку 24 и совмещают уплотнительную канавку нижнего фланца превентора с металлической прокладкой 24, после чего посредством шпилек жестко крепят верхний фланец 1 с направляющим патрубком 3 к нижнему фланцу превентора.First, a
Для этого сначала в канавку на конической поверхности размещают герметизирующее кольцо, вворачивают накидную гайку 8 направляющего патрубка 3 в верхнюю резьбу 13 ответного направляющего патрубка 11 и доворачивают накидную гайку 8 до упора внутренней поверхности накидной гайки 8 в нижний торец наружной цилиндрической выборки 4 направляющего патрубка 3 механическим инструментом (цепным ключом), застопорив при этом ответный направляющий патрубок 11 механическим ключом на технологические срезы 14 ответного направляющего патрубка 11.To do this, first place a sealing ring in the groove on the conical surface, screw the
В уплотнительную канавку опорного фланца 18 (на фиг. 1 показано условно) устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 25. Затем совмещают уплотнительную канавку 17 нижнего фланца 16 с металлической прокладкой 25, затем жестко посредством шпилек крепят нижний фланец 16 к опорному фланцу 18 устьевой арматуры.A
В предлагаемом устройстве нижний фланец 16 имеет переменный наружный диаметр D1, т.е. изготавливают под определенный диаметр опорного фланца 18 по ГОСТ 28919-91 в зависимости от типа устьевой арматуры и может быть больше, равен, а также меньше наружного диаметра D2 верхнего фланца 1. Например, нижний фланец 16 имеет наружный диаметр D1=300 мм.In the proposed device, the
Верхний фланец 1 имеет диаметр D2, равный 395 мм и стандартизирован для соединения с нижними фланцами, выпускаемого ряда превенторов: ППШР 2ФТ, ПП-160 и т.д. Поэтому в данном случае D1<D2.The upper flange 1 has a diameter D 2 of 395 mm and is standardized for connecting to the lower flanges of a number of preventers: PPShR 2FT, PP-160, etc. Therefore, in this case, D 1 <D 2 .
Устройство готово к проведению спуска однорядной колонны НКТ диаметром 73 мм в скважину.The device is ready to launch a single-row tubing string with a diameter of 73 mm into the well.
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры позволяет производить крепление превентора при использовании фланца устьевой арматуры на различных типоразмерах опорных фланцев устьевых арматур скважин при проведении СПО, т.е. под каждый типоразмер опорного фланца нет необходимости необходимо использовать отдельную катушку.The universal transitional coil of the wellhead allows the fastener to be mounted using the wellhead flange on various sizes of supporting flanges of the wellhead wellheads during the shutdown, i.e. for each size of the support flange there is no need to use a separate coil.
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры для проведения СПО двухрядной колонны труб в скважину, например, длинной колонны НКТ диаметром 89 мм и короткой колонны НКТ диаметром 60 мм, работает следующим образом.A universal transitional coil of wellhead fittings for conducting a double-row tubing string into a well, for example, a long tubing string with a diameter of 89 mm and a short tubing string with a diameter of 60 mm, works as follows.
Сначала в уплотнительную канавку 2 (фиг. 3) верхнего фланца 1 размещают металлическую прокладку 24. Устанавливают на верхний фланец 1 с направляющим патрубком 3 устьевое скважинное оборудование, например нижний фланец превентора (на фиг. 3 показано условно). Затем совмещают уплотнительную канавку нижнего фланца превентора с металлической прокладкой 24 (фиг. 3), после чего жестко посредством шпилек крепят верхний фланец 1 с направляющим патрубком 3 к нижнему фланцу превентора.First, a
Затем в уплотнительную канавку 17 опорного фланца 18 устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 25. Устанавливают на опорный фланец 18 нижний фланец 16 с ответным направляющим патрубком 11, затем совмещают уплотнительную канавку 17 нижнего фланца 16 с металлической прокладкой 25 и жестко посредством шпилек крепят нижний фланец 16 с ответным направляющим патрубком 11 к опорному фланцу 18 устьевой арматуры.Then, a
Затем соединяют направляющий патрубок 3 с ответным направляющим патрубком 11. Для этого вворачивают накидную гайку 8 направляющего патрубка 3 в резьбу 13 наружного цилиндрического выступа 12 ответного направляющего патрубка 11 и доворачивают накидную гайку 8 до упора внутренней поверхности накидной гайки 8 в нижний торец наружной цилиндрической выборки 4 направляющего патрубка 3 механическим инструментом (цепным ключом), застопорив при этом ответный направляющий патрубок 11 механическим ключом на технологические срезы 14 ответного направляющего патрубка 11, при этом уплотнительное кольцо 7 обеспечивает герметичность соединения.Then connect the
Верхний фланец 1 имеет постоянный диаметр D2, равный 395 мм, и стандартизирован для соединения с нижними фланцами выпускаемого ряда превенторов: ППШР-2ФТ, ПП-160 и т.д.The upper flange 1 has a constant diameter D 2 of 395 mm and is standardized for connecting to the lower flanges of the manufactured series of preventers: PPShR-2FT, PP-160, etc.
Опорный фланец 18 изготавливается по ГОСТ 28919-91 в зависимости от типа устьевой арматуры, например, выполняют его наружным диаметром D1, равным 445 мм. Таким образом (D1>D2).The supporting flange 18 is made according to GOST 28919-91, depending on the type of wellhead fittings, for example, it is made with an outer diameter D 1 of 445 mm. Thus (D 1 > D 2 ).
В предлагаемом устройстве нижний фланец 16 имеет наружный диаметр D1, равный 445 мм, больший чем D2=395 мм, так как в скважину спускается двухрядная колонна труб, поэтому такая устьевая арматура имеет большие габаритные размеры в сравнении с однорядной устьевой арматурой, в связи с этим имеет и больший наружный диаметр D1 опорного фланца 18.In the proposed device, the
Устройство готово к проведению спуска первой длинной колонны НКТ диаметром 89 мм.The device is ready to launch the first long tubing string with a diameter of 89 mm.
После окончания спуска в скважину длинной колонны НКТ диаметром 89 мм крепят посредством шпилек на опорный фланец 18 устьевой арматуры крестовину-труб о держателя 21 (фиг. 3), после чего вворачивают патрубок 23 (фиг. 3-4) длинной колонны труб НКТ 89 мм в крестовину-трубодержателя 21. Например, патрубок 23 длинной колонны труб НКТ 89 мм в крестовину-трубодержателя 21 имеет длину L, равную 600 мм.After the descent into the borehole, a long tubing string with a diameter of 89 mm is fastened by means of studs to the support flange 18 of the wellhead reinforcement of the spider-pipe on the holder 21 (Fig. 3), after which the pipe 23 (Fig. 3-4) is screwed into a long tubing string of 89 mm in the
Тогда примем высоту Н (фиг. 1 и 3) направляющего патрубка 3 от нижнего торца 27 нижнего фланца 19 до нижнего торца 28 верхнего фланца 1 равной 750 мм, т.е. большей длины L патрубка 21 длинной колонны труб, равной 600 мм, закрепленной в крестовине-трубодержателя 21 на величину а=150 мм (750 мм-600 мм).Then we take the height H (Fig. 1 and 3) of the
Высоту ответного направляющего патрубка 11 подбирают заранее перед изготовлением устройства в зависимости от длины - 1 патрубка 23 длинной колонны труб.The height of the
Устройство готовят к спуску короткой колонны НКТ 60 мм.The device is prepared for the descent of a short tubing string of 60 mm.
Для этого отворачивают накидную гайку 8 направляющего патрубка 3 с резьбы 13 наружного цилиндрического выступа 12 ответного направляющего патрубка 11 механическим инструментом (цепным ключом), застопорив при этом ответный направляющий патрубок 11 механическим ключом на технологические срезы 14 ответного направляющего патрубка 11.To do this, unscrew the
В уплотнительную канавку 20 крестовины-трубодержателя 21 устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 26. Устанавливают на крестовину-трубодержателя 21 нижний фланец 19 с ответным направляющим патрубком 11.A
Затем совмещают уплотнительную канавку 20 нижнего фланца 19 с металлической прокладкой 26 и жестко посредством шпилек крепят нижний фланец 19 с ответным направляющим патрубком 11 в крестовину-трубодержателя 21 устьевой арматуры.Then, the sealing
Устройство готово к проведению спуска второй короткой колонны НКТ диаметром 60 мм. После окончания спуска в скважину второго ряда труб (короткой колонны НКТ диаметром 60 мм) на крестовине трубо держателе 21 монтируют трубодержатель второго ряда труб (на фиг. 1-5 не показано).The device is ready to launch a second short tubing string with a diameter of 60 mm. After the descent into the well of the second row of pipes (a short tubing string with a diameter of 60 mm), the pipe holder of the second row of pipes is mounted on the crosspiece of the pipe holder 21 (not shown in Fig. 1-5).
Подъем обеих колонн НКТ диаметрами 60 и 89 мм производят в обратной последовательности.The lifting of both tubing columns with diameters of 60 and 89 mm is carried out in the reverse order.
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры позволяет в процессе проведения спускоподъемных операций с двумя рядами колонны труб в скважине устанавливать превентор последовательно, сначала при спуске длинной колонны труб - на опорный фланец устьевой арматуры, а затем при спуске короткой колонны труб -на крестовину трубо держателя устьевой арматуры.The universal transitional coil of the wellhead reinforcement allows you to install the preventer in series during tripping operations with two rows of pipe string in the well, first when lowering the long pipe string onto the support flange of the wellhead, and then when lowering the short pipe string, onto the crosspiece of the pipe holder of the wellhead reinforcement.
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры позволяет кратно сократить продолжительность монтажа превентора на двухрядной устьевой арматуре скважины, так как верхний фланец устьевой арматуры постоянно закреплен к превентору, поэтому нет необходимости отворачивать и крепить его вновь, поэтому время затрачивается только на последовательный монтаж нижних фланцев и соединение накидной гайки при проведении СПО.The universal transitional coil of the wellhead valve allows reducing the installation time of the preventer on a two-row wellhead valve by several times, since the upper flange of the wellhead is constantly fixed to the preventer, so there is no need to unscrew and fasten it again, therefore, time is spent only on the serial installation of the lower flanges and the union of the union nut when carrying out STR.
Конструкция переходной катушки устьевой арматуры является универсальной, так как расширяет эксплуатационные возможности устьевой арматуры, позволяет производить СПО колонн труб в скважины, оснащенные как с двухрядной колонной труб, так и с однорядной колонной труб.The design of the transitional coil of the wellhead reinforcement is universal, since it extends the operational capabilities of the wellhead reinforcement and allows the production of open pipe strings in wells equipped with both a double-row pipe string and a single-row pipe string.
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры позволяет:The universal transitional coil of wellhead valves allows:
- проводить спуско-подъемные операции в скважину с двухрядной колонной труб;- carry out tripping operations into the well with a double-row pipe string;
- монтировать превентор на устьевой арматуре как при проведении СПО в скважине с однорядной, так и с двухрядной колоннами труб;- to mount the preventer on wellhead fittings both when conducting a shutdown in a well with single-row or double-row pipe columns;
- сократить время монтажа превентора при проведении СПО в скважине с двухрядной устьевой арматурой;- to reduce the installation time of the preventer when conducting open-source fire in a well with double-row wellhead reinforcement;
- обеспечить герметичность устройства при температуре до плюс 300°С при его эксплуатации на паронагнетательных скважинах.- to ensure the tightness of the device at temperatures up to plus 300 ° C during its operation on steam injection wells.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019113444A RU2708738C1 (en) | 2019-04-30 | 2019-04-30 | Universal transient coil of wellhead fittings (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019113444A RU2708738C1 (en) | 2019-04-30 | 2019-04-30 | Universal transient coil of wellhead fittings (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2708738C1 true RU2708738C1 (en) | 2019-12-11 |
Family
ID=69006692
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019113444A RU2708738C1 (en) | 2019-04-30 | 2019-04-30 | Universal transient coil of wellhead fittings (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2708738C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794031C1 (en) * | 2022-11-16 | 2023-04-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for successively lowering two pipe strings with downhole equipment into a well and a device for its implementation |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU375369A1 (en) * | 1971-01-20 | 1973-03-23 | EQUIPMENT WELLS TILES WITH PARALLEL | |
| US5794693A (en) * | 1996-05-02 | 1998-08-18 | Alberta Basic Industries Ltd. | Dual tubing string hanging apparatus |
| CA2137336C (en) * | 1994-12-05 | 2004-11-02 | Nolan W. Cuppen | Dual string tubing rotator |
| RU129549U1 (en) * | 2013-01-17 | 2013-06-27 | Закрытое акционерное общество "Нефтемашвнедрение" (ЗАО "НМВ") | WELL MOUNTAIN EQUIPMENT |
| RU2638062C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-12-11 | Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" | Dual bore wellhead equipment (variants) |
-
2019
- 2019-04-30 RU RU2019113444A patent/RU2708738C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU375369A1 (en) * | 1971-01-20 | 1973-03-23 | EQUIPMENT WELLS TILES WITH PARALLEL | |
| CA2137336C (en) * | 1994-12-05 | 2004-11-02 | Nolan W. Cuppen | Dual string tubing rotator |
| US5794693A (en) * | 1996-05-02 | 1998-08-18 | Alberta Basic Industries Ltd. | Dual tubing string hanging apparatus |
| RU129549U1 (en) * | 2013-01-17 | 2013-06-27 | Закрытое акционерное общество "Нефтемашвнедрение" (ЗАО "НМВ") | WELL MOUNTAIN EQUIPMENT |
| RU2638062C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-12-11 | Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" | Dual bore wellhead equipment (variants) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794031C1 (en) * | 2022-11-16 | 2023-04-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for successively lowering two pipe strings with downhole equipment into a well and a device for its implementation |
| RU2796145C1 (en) * | 2023-03-10 | 2023-05-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Wellhead valve adapter coil for preventer with two rows of rams (embodiments) |
| RU2805701C1 (en) * | 2023-04-03 | 2023-10-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть"имени В.Д.Шашина | Method for installing preventer on support flange of wellhead assembly and constant tripping out two-lift arrangement of downhole equipment from well and device for its implementation |
| RU2803886C1 (en) * | 2023-04-20 | 2023-09-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method of sealing the wellhead during the descent of a two-lift assembly with parallel suspension of columns during oil, gas and water shows (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU645496B2 (en) | Casing head connector | |
| US20140299327A1 (en) | Apparatus and method for isolating a section of a pipe riser bore in the course of riser renewal | |
| RU2534690C1 (en) | Universal wellhead packer | |
| RU2678743C1 (en) | Column heads turning device | |
| CN111878069A (en) | Composite continuous pipe cable oil-water well casing leakage finding system and method | |
| US7267179B1 (en) | Method for rapid installation of a smaller diameter pressure control device usable on blow out preventers | |
| RU2708738C1 (en) | Universal transient coil of wellhead fittings (versions) | |
| CN110056325B (en) | Pressure testing device and method for sucker rod pump oil production well mouth facility | |
| RU129549U1 (en) | WELL MOUNTAIN EQUIPMENT | |
| RU2269641C1 (en) | Wellhead equipment (variants) | |
| RU2638062C1 (en) | Dual bore wellhead equipment (variants) | |
| US8661877B2 (en) | Apparatus and method for testing float equipment | |
| RU2485280C1 (en) | Equipment of well head with parallel pipe suspension | |
| RU2348791C2 (en) | Column head | |
| RU2230177C1 (en) | Device for binding casing columns on well mouth (variants) | |
| CN209764342U (en) | Thermal recovery packing element locking test device | |
| RU2249091C1 (en) | Method for reanimation of broken down wells with replacement of non-hermetic upper portion of casing column and pipe connecting device for realization of method | |
| CN105201443A (en) | Oil pipe inner stopper for putting steel wires | |
| RU93453U1 (en) | Wellhead packer | |
| US11035196B2 (en) | Hydraulic device and method for locating and sealing holes or cracks in oil well production tubing | |
| RU2394152C1 (en) | Procedure for repair of production wells | |
| RU2249093C1 (en) | Method for pressurization of inter-column space of oil and gas extractive well mouth between conductor and operation column and device for realization of said method | |
| SU861552A1 (en) | Borehole collar sealing device | |
| RU2435931C1 (en) | Procedure for sealing head with split string | |
| RU2796145C1 (en) | Wellhead valve adapter coil for preventer with two rows of rams (embodiments) |