RU2708739C1 - Wellhead adapter coil - Google Patents

Wellhead adapter coil Download PDF

Info

Publication number
RU2708739C1
RU2708739C1 RU2019130820A RU2019130820A RU2708739C1 RU 2708739 C1 RU2708739 C1 RU 2708739C1 RU 2019130820 A RU2019130820 A RU 2019130820A RU 2019130820 A RU2019130820 A RU 2019130820A RU 2708739 C1 RU2708739 C1 RU 2708739C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
flange
pipe
wellhead
coil
row
Prior art date
Application number
RU2019130820A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
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 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2019130820A priority Critical patent/RU2708739C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2708739C1 publication Critical patent/RU2708739C1/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
    • 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)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: valve industry.
SUBSTANCE: invention relates to wellhead accessories and can be used in oil industry during repair of wells during lowering and lifting operations (LLO) of a pipe string, including at LLO in a steam-injection well of a two-row string of pipes. Disclosed is a transient reel of wellhead equipment, which includes First-row tubing spider, made in the form of disc with two channels, support flange, sealing grooves and metal gaskets, pipe holder of the second row of pipes. Additionally installed is transient coil of wellhead accessories, consisting of guide branch pipe with rigidly connected upper flange, wherein in order to attach a lower flange of a wellhead downhole equipment having different center-to-center diameters of the holes, the upper coil flange is provided with holes with two center-to-center diameters, wherein the number of holes made in the upper flange of the coil and the lower flange of the preventer is equal to each other. At that, in the lower part of the guide branch pipe there are two external annular projections with angle of 180° relative to each other, and in the lower flange the inner cylindrical groove is made, having the possibility of interaction with annular projections of the guide branch pipe, wherein above inner cylindrical groove of each lower flange there is a shaped slot in the form of alternating two open and closed sections, which provides connection and fixation of lower flanges with guide nozzle by locking screw. Outer diameter of lower flange is more or less than outer diameter of upper flange. At that, lower flange of adapter coil of wellhead equipment with smaller diameter is made with possibility of installation on first-row pipe crosspiece-pipe holder and with cutout for pipe of long pipe string, wherein the height of the guide pipe from the lower end of the lower flange to the lower end of the upper flange is greater than the length of the pipe of the long pipe string, fixed in the cross piece-tubular holder. Top flange is equipped with radial process channel and in initial position is sealed with plug, in upper and lower flanges there are sealing grooves with sealing metal gaskets.
EFFECT: transient coil of wellhead equipment allows performing LLO in a well with single or double row of pipe strings, as well as mount preventer on wellhead equipment during LLO in well with both single and double row of pipes, and makes it possible to fix on wellhead accessories preventors having different inter-center diameters of fixing holes.
3 cl, 6 dwg

Description

Изобретение относится к устьевой арматуре и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при ремонте скважины в процессе спуско-подъёмных операций (СПО) колонны труб, в том числе при СПО в паронагнетательной скважине с двухрядной колонной труб.The invention relates to wellhead fittings and can be used in the oil industry when repairing a well during tripping and running operations (STR) of a pipe string, including during a shutdown in a steam injection well with a double-row pipe string.

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, трубодержатель второго ряда труб с фланцами, сменный ниппель. 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 трубодержателя второго ряда труб.Known transition coil for equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes (a. USSR. No. 375369, IPC EV 33/03, publ. 03.23.1973 in bull. No. 16), including a coil with upper and lower flanges, sealing grooves with metal gaskets, cross-pipe holder of the first row of pipes, pipe holder of the second row of pipes with flanges, interchangeable nipple. 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 holder of the second row of pipes.

Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:

- во-первых, катушка не позволяет проводить последовательные СПО в скважину с однорядной или двухрядной колоннами труб;- firstly, the coil does not allow for successive tripping in a well with single or double row pipe columns;

- во-вторых, с использованием данной катушки невозможно установить превентор на крестовину-трубодержателя устьевой арматуры в процессе проведения СПО с двумя колоннами труб в скважине;- secondly, with the use of this coil it is impossible to install a preventer on the crosspiece-pipe holder of the wellhead valves during the course of the STR with two pipe columns in the well;

- в-третьих, длительность монтажа катушки 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 coil installation 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-четвёртых, катушка не позволяет производить крепление на устьевой арматуре превенторов различных конструкций, имеющих различные межцентровые диаметры крепёжных отверстий. - fourthly, the coil does not allow mounting on the wellhead valves of preventers of various designs having different center-to-center diameters of the mounting holes.

Известна переходная катушка устьевой арматуры скважины с параллельной подвеской труб (а. с. СССР № 375369, МПК Е21В 33/03, опубл. 23.03.1973 в бюл. № 16), включающая направляющий патрубок с верхним и нижним фланцами, уплотнительные канавки с металлическими прокладками, крестовину-трубодержатель первого ряда труб, трубодержатель второго ряда труб с фланцами, сменный ниппель.A well-known adapter coil of wellhead reinforcement with parallel suspension of pipes (a. USSR. No. 375369, IPC EV 33/03, publ. 03/23/1973 in bull. No. 16), including a guide pipe with upper and lower flanges, sealing grooves with metal gaskets, cross-pipe holder of the first row of pipes, pipe holder of the second row of pipes with flanges, interchangeable nipple.

С целью осуществления возможности подвески всех возможных сочетаний труб без изгиба труб в процессе эксплуатации скважины верхний фланец катушки размещен эксцентрично относительно оси катушки, а нижний фланец трубодержателя второго ряда труб – эксцентрично относительно оси трубодержателя второго ряда труб.In order to realize the possibility of suspension of all possible combinations of pipes without bending the pipes during operation of the well, 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 holder of the second row of pipes.

Недостатками известной конструкции являются:The disadvantages of the known design are:

- во-первых, невозможность крепления катушки на опорном фланце устьевой арматуры при проведении СПО. Это обусловлено тем, что различные конструкции устьевых арматур скважин имеют различные типоразмеры опорного фланца; - firstly, the impossibility of mounting the coil on the support flange of the wellhead when conducting the STR. This is due to the fact that different designs of wellhead reinforcement have different sizes of the support flange;

- во-вторых, невозможность установки катушки на крестовину трубодержателя устьевой арматуры в процессе проведения СПО с двумя колоннами труб в скважине;- secondly, the impossibility of installing the coil on the crosspiece of the pipe holder of the wellhead during the course of the STR with two pipe columns in the well;

- в-третьих, длительность монтажа катушки на двухрядной устьевой арматуре скважины. Это связано с тем, что фланец устьевой арматуры после проведения каждой СПО необходимо отворачивать и крепить вновь как с устьевого скважинного оборудования, например превентора, так и с устьевой арматуры;- thirdly, the duration of the coil installation 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 re-mount both from the wellhead well equipment, for example, the preventer, and from the wellhead armature;

- в-четвёртых, катушка не позволяет производить крепление на устьевой арматуре превенторов различных конструкций, имеющих различные межцентровые диаметры крепёжных отверстий. - fourthly, the coil does not allow mounting on the wellhead valves of preventers of various designs having different center-to-center diameters of the mounting holes.

Наиболее близким техническим решением 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 (НКТ), выполненную в виде диска с двумя каналами и установленную на опорном фланце, уплотнительные канавки и металлические прокладки, трубодержатель второго ряда НКТ. Крестовина состоит из колонного патрубка с резьбой в нижней части, верхним установочным 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. Крестовина-трубодержатель первого ряда НКТ выполнена в виде диска с двумя каналами, один из которых выполнен с верхней и нижней резьбами. Крестовина-трубодержатель герметично смонтирована на опорный фланец и уплотнена металлической прокладкой. В крестовине-трубодержателе предусмотрен боковой отвод. Трубодержатель второго ряда НКТ выполнен в виде тройника с каналом, выполненным с верхней и нижней резьбами. Трубодержатель герметично смонтирован на крестовину-трубодержатель и уплотнен металлической прокладкой, при этом в трубодержателе предусмотрен боковой отвод. The closest technical solution is the double-barrel wellhead fittings (patent RU No. 2638062, IPC ЕВВ 33/047, published on December 11, 2017, Bull. No. 35), containing a cross-pipe holder of the first row of tubing made in the form of a disk with two channels and mounted on a support flange, sealing grooves and metal gaskets, tubing holder of the second row of tubing. The crosspiece consists of a column pipe with a thread in the lower part, an upper mounting 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 bend welded in the middle of the column pipe. The cross-pipe holder of the first row of tubing is made in the form of a disk with two channels, one of which is made with upper and lower threads. The pipe holder is hermetically mounted on the support flange and sealed with a metal gasket. A lateral branch is provided in the crosspiece-pipe holder. The pipe holder of the second row of tubing is made in the form of a tee with a channel made with upper and lower threads. The pipe holder is hermetically mounted on the cross-pipe holder and sealed with a metal gasket, while a side outlet is provided in the pipe holder.

Недостатками конструкции являются:The disadvantages of the design are:

- во-первых, устройство не позволяет проводить последовательные СПО в скважину с однорядной или двухрядной колоннами труб;- firstly, the device does not allow for successive STRs in the well with single-row or double-row pipe columns;

- во-вторых, в процессе проведения СПО невозможно установить устьевое скважинное оборудование, например превентор, на крестовину-трубодержателя устьевой арматуры с двумя колоннами труб в скважине;- secondly, in the course of an open-source fire, it is impossible to install wellhead downhole equipment, such as a preventer, on a crosspiece-pipe holder of wellhead valves with two pipe columns in the well;

- в-третьих, высокая продолжительность монтажа и демонтажа 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 high duration of installation and dismantling 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-четвёртых, устройство не позволяет производить крепление на устьевой арматуре превенторов различных конструкций, имеющих различные межцентровые диаметры крепёжных отверстий.- fourthly, the device does not allow mounting on the wellhead valves of preventers of various designs having different center-to-center diameters of the mounting holes.

Техническими задачами являются разработка универсальной конструкции переходной катушки устьевой арматуры, позволяющей произвести крепление устьевого оборудования на устьевой арматуре скважины, имеющих различные типоразмеры для проведения СПО как с однорядной, так и с двухрядной колоннами труб в скважине, а также обеспечить возможность крепления на устьевой арматуре превенторов различных конструкций, имеющих различные межцентровые диаметры крепёжных отверстий, сократить время монтажа катушки на устьевой арматуре скважины.The technical tasks are to develop a universal design of the transitional coil of the wellhead reinforcement, which allows the wellhead equipment to be mounted on the wellhead reinforcement, which have various sizes for conducting open-cut equipment with both single-row and double-row pipe columns in the well, as well as to provide the possibility of mounting various preventers on the wellhead reinforcement structures having various center-to-center diameters of the mounting holes, reduce the time of installation of the coil on the wellhead reinforcement.

Технические задачи решаются 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 transitional coil of wellhead fittings, including a cross-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.

Новым является то, что дополнительно установлена переходная катушка устьевой арматуры, состоящая из направляющего патрубка с жестко соединенным верхним фланцем, при этом с целью крепления нижнего фланца устьевого скважинного оборудования, имеющего различные межцентровые диаметры отверстий, верхний фланец катушки оснащен отверстиями с двумя межцентровыми диаметрами, причём количество отверстий, выполненных в верхнем фланце катушки и нижнем фланце превентора, равно между собой, при этом в нижней части направляющего патрубка выполнено два наружных кольцевых выступа с углом 180 градусов относительно друг друга, а в нижнем фланце выполнена внутренняя цилиндрическая проточка, имеющая возможность взаимодействия с кольцевыми выступами направляющего патрубка, причём над внутренней цилиндрической проточкой каждого нижнего фланца выполнен фигурный паз в виде чередующихся двух открытых и закрытых участков, обеспечивающий соединение и фиксацию нижних фланцев с направляющим патрубком стопорным винтом, причем наружный диаметр нижнего фланца больше или меньше наружного диаметра верхнего фланца, при этом нижний фланец переходной катушки устьевой арматуры с меньшим диаметром выполнен с возможностью установки на крестовине-трубодержателя первого ряда труб и с вырезом под патрубок длинной колонны труб, причем высота направляющего патрубка от нижнего торца нижнего фланца до нижнего торца верхнего фланца больше длины патрубка длинной колонны труб, закреплённой в крестовине-трубодержателя, при этом верхний фланец оснащён радиальным технологическим каналом и в исходном положении уплотнён пробкой, в верхнем и нижних фланцах выполнены уплотнительные канавки с уплотнительными металлическими прокладками.What is new is that an adapter coil of the wellhead reinforcement is installed, consisting of a guide pipe with a rigidly connected upper flange, with the purpose of fastening the lower flange of the wellhead well equipment having different center-to-center diameters of holes, the upper coil flange is equipped with holes with two center-to-center diameters, moreover the number of holes made in the upper flange of the coil and the lower flange of the preventer is equal to each other, while in the lower part of the guide pipe made two outer annular protrusions with an angle of 180 degrees relative to each other, and an inner cylindrical groove is made in the lower flange, which can interact with the annular protrusions of the guide pipe, and a shaped groove is made in the form of alternating two open and closed sections over the inner cylindrical groove of each lower flange, providing connection and fixing of the lower flanges with a guide pipe with a locking screw, the outer diameter of the lower flange being larger or smaller than the outer diameter the upper flange, while the lower flange of the transitional coil of the wellhead valve with a smaller diameter is made with the possibility of installing on the crosspiece-pipe holder the first row of pipes and with a cutout under the pipe of a long pipe string, the height of the guide pipe from the lower end of the lower flange to the lower end of the upper flange is greater the length of the branch pipe of a long column of pipes fixed in the crosspiece of the pipe holder, while the upper flange is equipped with a radial process channel and in the initial position is sealed with a stopper, in the upper and zhnih flanges formed sealing grooves with sealing metal gaskets.

Также новым является то, что верхний фланец выполнен с возможностью крепления к устьевому скважинному оборудованию. Also new is that the upper flange is configured to be attached to wellhead equipment.

Также новым является то, что крестовина-трубодержатель герметично смонтирована на опорном фланце скважины. Also new is that the crosspiece-pipe holder is hermetically mounted on the support flange of the well.

На фиг. 1 схематично изображена конструкция переходной катушки устьевой арматуры при спуске в скважину первого ряда колонны труб.In FIG. 1 schematically shows the construction of the transitional coil of the wellhead when lowering the first row of pipe string into the well.

На фиг. 2 изображено сечение А-А устройства.In FIG. 2 shows a section AA of the device.

На фиг. 3 изображен разрез Б-Б устройства.In FIG. 3 shows a section BB of the device.

На фиг. 4 изображен разрез В-В устройства.In FIG. 4 shows a section BB of the device.

На фиг. 5 схематично изображена конструкция универсальной переходной катушки устьевой арматуры при спуске в скважину второго ряда колонны труб.In FIG. 5 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. 6 изображен вид – С устройства.In FIG. 6 shows a view - From the device.

Переходная катушка устьевой арматуры (далее, катушка) состоит из направляющего патрубка 1 (фиг. 1 и 2), верхнего 2 и нижнего фланца, причем нижний фланец имеет наружный диаметр больше 3 (фиг. 1) или меньше 4 (фиг. 5) наружного диаметра верхнего фланца. Направляющий патрубок 1 (фиг. 1) с одной стороны приварен к верхнему фланцу 2, а в нижней части направляющего патрубка выполнено два наружных кольцевых выступа 5 и 5´ с углом 180 градусов относительно друг друга (фиг. 1, 3 и 4, 5), обеспечивающих поочерёдное соединение нижних фланцев 3 или 4 с направляющим патрубком 1 за счет выполнения в нижних фланцах внутренних цилиндрических проточек 6 и 6´ (фиг. 3 и 4) соответственно, имеющих возможность взаимодействия с соответствующими кольцевыми выступами 5 и 5´ направляющего патрубка 1.The transitional coil of the wellhead valve (hereinafter, the coil) consists of a guide pipe 1 (Figs. 1 and 2), an upper 2 and a lower flange, the lower flange having an outer diameter greater than 3 (Fig. 1) or less than 4 (Fig. 5) of the outer diameter of the upper flange. The guide pipe 1 (Fig. 1) is welded to the upper flange 2 on one side, and two outer annular protrusions 5 and 5´ are made at the bottom of the guide pipe with an angle of 180 degrees relative to each other (Figs. 1, 3 and 4, 5) providing alternate connection of the lower flanges 3 or 4 with the guide pipe 1 due to the implementation in the lower flanges of the inner cylindrical grooves 6 and 6´ (Fig. 3 and 4), respectively, having the ability to interact with the corresponding annular protrusions 5 and 5´ of the guide pipe 1.

Над внутренними цилиндрическими проточками 6 (6') нижних фланцев 3 (4), соответственно, выполнены соответствующие фигурные пазы 7 (7') (фиг. 3 и 4) в виде чередующихся двух открытых 8 (8") и 8'(8"') и закрытых 9 (9") и 9'(9"') участков. Above the inner cylindrical grooves 6 (6 ') of the lower flanges 3 (4), respectively, the corresponding curly grooves 7 (7') (Figs. 3 and 4) are made in the form of alternating two open 8 (8 ") and 8 '(8" ') and closed 9 (9 ") and 9' (9" ') sections.

Для соединения направляющего патрубка 1 (фиг. 1 и 3) с нижним фланцем 3 направляющий патрубок 1 кольцевыми выступами 5 и 5´ вставляют в соответствующие открытые участки 8 и 8' фигурного паза 7, затем поворачивают на 90 ° направляющий патрубок 1 во внутренней цилиндрической проточке 6 нижнего фланца 3. В результате направляющий патрубок 1 кольцевыми выступами 5 и 5´ попадает в соответствующие закрытые участки 9 и 9' фигурного паза 7. Далее стопорный винт 9"'' (фиг. 1, 3 и 4) вставляют в совмещенные отверстия, выполненные в наружном кольцевом выступе 5 направляющего патрубка 1 и в закрытом участке 9 паза 7 нижнего фланца 3 (фиг. 3)To connect the guide pipe 1 (Figs. 1 and 3) with the lower flange 3, the guide pipe 1 with annular protrusions 5 and 5´ is inserted into the corresponding open sections 8 and 8 'of the figure groove 7, then the guide pipe 1 is rotated 90 ° in the inner cylindrical groove 6 of the lower flange 3. As a result, the guide pipe 1 with the annular protrusions 5 and 5´ enters the corresponding closed sections 9 and 9 'of the figured groove 7. Next, the locking screw 9 "' '(Figs. 1, 3 and 4) is inserted into the aligned holes, made in the outer annular ledge 5 directions the connecting pipe 1 and in the closed section 9 of the groove 7 of the lower flange 3 (Fig. 3)

В итоге стопорный винт 9"'' обеспечивает неподвижную фиксацию нижнего фланца 3 с направляющим патрубком 1.As a result, the locking screw 9 ″ provides a fixed fixation of the lower flange 3 with the guide pipe 1.

Разъединение направляющего патрубка 1 с нижним фланцем 3 производится в обратной последовательности.The separation of the guide pipe 1 with the lower flange 3 is carried out in the reverse order.

Для соединения направляющего патрубка 1 (фиг. 4 и 5) с нижним фланцем 4 направляющий патрубок 1 кольцевыми выступами 5 и 5´ вставляют в соответствующие открытые участки 8" и 8'" фигурного паза 7', затем поворачивают на 90 ° направляющий патрубок 1 во внутренней цилиндрической проточке 6' нижнего фланца 4. В результате направляющий патрубок 1 кольцевыми выступами 5 и 5´ попадает в соответствующие закрытые участки 9" и 9'" фигурного паза 7'. Далее стопорный винт 9"'' вставляют в совмещенные отверстия, выполненные в наружном кольцевом выступе 5 направляющего патрубка 1 и в закрытом участке 9" паза 7' нижнего фланца 4 (фиг. 4).To connect the guide pipe 1 (Figs. 4 and 5) with the lower flange 4, the guide pipe 1 is inserted into the corresponding open sections 8 "and 8 '" of the figured groove 7' by the annular protrusions 5 'and then the guide pipe 1 rotates through 90 ° the inner cylindrical groove 6 'of the lower flange 4. As a result, the guide pipe 1 annular protrusions 5 and 5´ falls into the corresponding closed sections 9 "and 9'" of the figured groove 7 '. Next, the locking screw 9 ″ ″ is inserted into the aligned holes made in the outer annular protrusion 5 of the guide pipe 1 and in the closed section 9 ″ of the groove 7 'of the lower flange 4 (Fig. 4).

В итоге стопорный винт 9"'' (фиг. 4 и 5) обеспечивает неподвижную фиксацию нижнего фланца 4 с направляющим патрубком 1.As a result, the locking screw 9 "'' (Fig. 4 and 5) provides a fixed fixation of the lower flange 4 with the guide pipe 1.

Разъединение направляющего патрубка 1 с нижним фланцем 4 производится в обратной последовательности.The separation of the guide pipe 1 with the lower flange 4 is carried out in the reverse order.

Наружные диаметры фланцев катушки подбирают по ГОСТ 28919-91.The outer diameters of the coil flanges are selected according to GOST 28919-91.

Наружный диаметр D1 (фиг. 1) верхнего фланца 2 меньше наружного диаметра D2 первого нижнего фланца 3. Например, D1 = 380 мм, а D2 = 445 мм.The outer diameter D 1 (Fig. 1) of the upper flange 2 is smaller than the outer diameter D 2 of the first lower flange 3. For example, D 1 = 380 mm, and D 2 = 445 mm.

Наружный диаметр D1 (фиг. 5) верхнего фланца 2 больше наружного диаметра D3 второго нижнего фланца 4. Например, как указано выше D1 = 380 мм, а D3 = 300 мм.The outer diameter D 1 (Fig. 5) of the upper flange 2 is larger than the outer diameter D 3 of the second lower flange 4. For example, as indicated above, D 1 = 380 mm and D 3 = 300 mm.

Верхний фланец 2 катушки оснащен отверстиями 10 (фиг. 1 и 5), а нижний фланец устьевого скважинного оборудования 11, например, превентора оснащен отверстиями 12.The upper flange 2 of the coil is equipped with holes 10 (Fig. 1 and 5), and the lower flange of the wellhead well equipment 11, for example, the preventer is equipped with holes 12.

С целью крепления нижнего фланца превентора 11, имеющего различные межцентровые диаметры отверстий 12, отверстия 10 верхнего фланца 2 катушки 1 имеют два межцентровых диаметра Dм1 и Dм2.In order to secure the lower flange of the preventer 11 having various center-to-center diameters of the holes 12, the holes 10 of the upper flange 2 of the coil 1 have two center-to-center diameters D m1 and D m2 .

Например, отверстия 10 имеют: радиус закругления R = 16 мм, ширину паза b = 32 мм в количестве 12 штук.For example, holes 10 have: a radius of curvature R = 16 mm, a groove width of b = 32 mm in an amount of 12 pieces.

Верхний фланец 2 (фиг. 1 и 2) оснащен двумя межцентровыми диаметрами Dм1 и Dм2 отверстий 10. Например, Dм1 = 285 мм, а Dм2 = 345 мм.The upper flange 2 (Fig. 1 and 2) is equipped with two center-to-center diameters D m1 and D m2 of holes 10. For example, D m1 = 285 mm, and D m2 = 345 mm.

Например, межцентровой диаметр Dмi отверстий 12 нижнего фланца превентора 11 равен Dмi = 315 мм, при этом диаметр отверстий 12 равен 32 мм в количестве 12 штук. Это позволяет крепить превентор 11, имеющий межцентровой диаметр Dмi= 315 мм, к катушке в пределах овальных отверстий 10 с межцентровыми диаметрами от Dм1 = 285 мм до Dм2 = 345 мм.For example, the center-to-center diameter D mi of the holes 12 of the lower flange of the preventer 11 is D mi = 315 mm, while the diameter of the holes 12 is 32 mm in the amount of 12 pieces. This makes it possible to attach a preventer 11 having an inter- center diameter D mi = 315 mm to a coil within oval holes 10 with inter-center diameters from D m1 = 285 mm to D m2 = 345 mm.

Количество отверстий 10, выполненных в верхнем фланце 2 катушки, и количество отверстий 12, выполненных в нижнем фланце превентора 11, равны между собой и составляют, как указано выше, по 12 штук.The number of holes 10 made in the upper flange 2 of the coil, and the number of holes 12 made in the lower flange of the preventer 11 are equal to each other and are, as indicated above, 12 pieces each.

Катушка первым нижним фланцем 3 (фиг. 1) установлена на опорном фланце 13 скважины и крепится с помощью шпилек (на фиг. 1 показано условно).The coil of the first lower flange 3 (Fig. 1) is mounted on the support flange 13 of the well and is mounted using studs (Fig. 1 is shown conditionally).

Катушка вторым нижним фланцем 4 (фиг. 5) установлена на крестовине-трубодержателя 14 первого ряда труб 15 и крепится с помощью шпилек (на фиг. 5 показано условно).The coil of the second lower flange 4 (Fig. 5) is mounted on the cross-pipe holder 14 of the first row of pipes 15 and is mounted using studs (Fig. 5 is shown conditionally).

Межцентровой диаметр, количество и диаметр отверстий 16 и 17 (фиг. 1 и 5), соответственно, первого 3 и второго 4 нижнего фланцев катушки равны межцентровому диаметру, количеству и диаметру отверстий 18 и 19, выполненных в опорном фланце 13 и в крестовине-трубодержателя 14 первого ряда труб 15, соответственно. The center-to-center diameter, number and diameter of holes 16 and 17 (Fig. 1 and 5), respectively, of the first 3 and second 4 lower flanges of the coil are equal to the center-to-center diameter, number and diameter of holes 18 and 19, made in the support flange 13 and in the cross-piece of the pipe holder 14 of the first row of pipes 15, respectively.

Например, межцентровые диаметры (Dмц1) (фиг. 1) отверстий 16 первого нижнего фланца 3 катушки и отверстий 18 опорном фланце 13 равны: Dмц = 317,5 мм, количество отверстий равно 12, а диаметр d составляет 32 мм.For example, the center-to-center diameters (D MC1 ) (Fig. 1) of the holes 16 of the first lower flange 3 of the coil and the holes 18 of the support flange 13 are equal: D MC = 317.5 mm, the number of holes is 12, and the diameter d is 32 mm.

Например, межцентровые диаметры (Dмц2) (фиг. 5) отверстий 17 второго нижнего фланца 4 катушки и отверстий 19 в крестовине-трубодержателя 14 первого ряда труб 15 равны: Dмц = 255 мм, количество отверстий равно 12, а диаметр d составляет 24 мм. For example, the center-to-center diameters (D mts2 ) (Fig. 5) of the holes 17 of the second lower flange 4 of the coil and the holes 19 in the cross-pipe holder 14 of the first row of pipes 15 are equal: D mts = 255 mm, the number of holes is 12, and the diameter d is 24 mm

Второй нижний фланец 4, крепящийся на крестовине-трубодержателя 14 (фиг. 5 и 6) устьевой арматуры, оснащён вырезом сегмента 20 (фиг. 5 и 6) под патрубок 21 первого ряда труб 15, а высота Н направляющего патрубка 1 от нижнего торца 22 второго нижнего фланца 4 до нижнего торца 23 верхнего фланца 2 больше длины L патрубка 21 от нижнего торца 22 второго нижнего фланца 4, закреплённого в крестовине-трубодержателя 14 первого ряда труб 15 до верхнего свободного конца патрубка 21 на величину – а.The second lower flange 4, mounted on the cross-pipe holder 14 (Fig. 5 and 6) of the wellhead valve, is equipped with a cutout of segment 20 (Fig. 5 and 6) under the pipe 21 of the first row of pipes 15, and the height H of the guide pipe 1 from the lower end 22 the second lower flange 4 to the lower end 23 of the upper flange 2 is greater than the length L of the pipe 21 from the lower end 22 of the second lower flange 4, fixed in the cross-pipe holder 14 of the first row of pipes 15 to the upper free end of the pipe 21 by a value of - a.

При этом верхний фланец 2 катушки оснащён радиальным технологическим каналом 24 (фиг. 2) и в исходном положении уплотнён пробкой 25.In this case, the upper flange 2 of the coil is equipped with a radial technological channel 24 (Fig. 2) and in the initial position is sealed with a stopper 25.

После спуска в скважину первого ряда (длинной) колонны труб 15 крестовина-трубодержатель 14 герметично монтируется на опорном фланце 13.After descent into the well of the first row (long) pipe string 15, the crosspiece-pipe holder 14 is hermetically mounted on the support flange 13.

В верхнем 2 и нижних 3 и 4 фланцах выполнены уплотнительные канавки показаны условно) с уплотнительными металлическими прокладками 26, 27 и 28 (фиг. 1 и 5), обеспечивающими герметичность в процессе работы устройства при СПО.In the upper 2 and lower 3 and 4 flanges there are made sealing grooves shown conditionally) with sealing metal gaskets 26, 27 and 28 (Figs. 1 and 5), which ensure tightness during operation of the device during STR.

Катушка для проведения СПО как первой колонны двухрядной колонны труб, так и однорядной колонны труб в скважину, например, колонны НКТ диаметром 73 мм работает следующим образом.The coil for conducting the STR as the first column of a two-row pipe string, and 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 верхнего фланца 2 (фиг. 1), жестко закреплённого с направляющим патрубком 1 при помощи сварного соединения, устанавливают металлическую прокладку 26, затем совмещают уплотнительную канавку нижнего фланца превентора 11 с металлической прокладкой 26, после чего совмещают отверстия 10 верхнего фланца 2 (фиг. 1 и 2), имеющие два межцентровых диаметра Dм1 = 285 мм и Dм2 = 345 мм с отверстиями 12 нижнего фланца превентора 11, имеющего межцентровой диаметр Dмi = 315 мм. Посредством 12 шпилек жестко крепят верхний фланец 2 направляющего патрубка 1 с первым нижним фланцем 3 к превентору 11. Металлическая прокладка 26 обеспечивает центрирование верхнего фланца 2 катушки относительно превентора 11 и герметичность в процессе последующей работы катушки.First, a metal gasket 26 is installed in the sealing groove of the upper flange 2 (Fig. 1), which is rigidly fixed to the guide pipe 1 by means of a welded joint, then the sealing groove of the lower flange of the preventer 11 is combined with the metal gasket 26, after which the holes 10 of the upper flange 2 are combined (Fig. 1 and 2) having two inter-center diameters D m1 = 285 mm and D m2 = 345 mm with holes 12 of the lower flange of the preventer 11 having an inter- center diameter D mi = 315 mm. Using 12 pins, the upper flange 2 of the guide pipe 1 with the first lower flange 3 is rigidly fixed to the preventer 11. The metal strip 26 provides centering of the upper flange 2 of the coil relative to the preventer 11 and tightness during the subsequent operation of the coil.

Первый 3 и второй 4 нижние фланцы изготавливают заранее на базе производственного обслуживания под типоразмер опорного фланца 13 и крестовины-трубодержателя 14, соответственно.The first 3 and second 4 lower flanges are made in advance on the basis of production service for the size of the support flange 13 and the cross-pipe holder 14, respectively.

Далее в зависимости от типоразмера отверстий 18 (наружного диаметра, межцентрового диаметра, диаметра и количества отверстий) опорного фланца 13 крепят первый нижний фланец 3, имеющий тот же типоразмер отверстий 16, что и опорный фланец 13, к направляющему патрубку 1. Выполняют соединение нижнего фланца 3 с направляющим патрубком 1 как описано выше.Next, depending on the size of the holes 18 (outer diameter, center-to-center diameter, diameter and number of holes) of the support flange 13, a first lower flange 3 is attached, having the same size of holes 16 as the support flange 13, to the guide pipe 1. Connect the lower flange 3 with a guide pipe 1 as described above.

Затем в уплотнительную канавку опорного фланца 13 (на фиг. 1 показано условно) устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 27. Затем совмещают уплотнительную канавку первого нижнего фланца 3 с металлической прокладкой 27 уплотнительной канавки опорного фланца 13. При этом межцентровой диаметр, количество и диаметр отверстий 16 (фиг. 1) первого нижнего фланца 3 катушки равны межцентровому диаметру, количеству и диаметру отверстий 18, выполненных в опорном фланце 13. Как указано выше межцентровой диаметр Dмц1 отверстий 16 и 18 равны, т.е. Dмц1 = 317,5 мм, количество отверстий равно 12, а диаметр отверстий равен d = 32 мм.Then, a metal gasket 27 is installed in the sealing groove of the support flange 13 (conventionally shown in FIG. 1) of the wellhead valve. Then, the sealing groove of the first lower flange 3 is combined with the metal gasket 27 of the sealing groove of the support flange 13. In this case, the center-to-center diameter, number and diameter of holes 16 (Fig. 1) of the first lower flange 3 of the coil are equal to the center-to-center diameter, the number and diameter of the holes 18 made in the support flange 13. As indicated above, the center-to-center diameter D mc1 of the holes 16 and 18 are equal, i.e. D mc1 = 317.5 mm, the number of holes is 12, and the diameter of the holes is d = 32 mm.

Далее жестко посредством шпилек в количестве 12 штук крепят первый нижний фланец 3 катушки к опорному фланцу 13 устьевой арматуры.Next, rigidly by means of studs in the amount of 12 pieces, the first lower flange 3 of the coil is attached to the support flange 13 of the wellhead reinforcement.

Катушка готова к проведению спуска как первой колонны двухрядной колонны труб, так и однорядной колонны НКТ диаметром 73 мм в скважину.The coil is ready to launch both the first column of a double-row pipe string and a single-row tubing string with a diameter of 73 mm into the well.

Катушка позволяет производить крепление превентора 11 на различных типоразмерах опорных фланцев устьевых арматур скважин при проведении СПО, т.е. под каждый типоразмер опорного фланца 13 нет необходимости использовать отдельную катушку, а достаточно изготовить первый нижний фланец соответствующего типоразмера опорному фланцу 13. Это сокращает финансовые затраты на изготовление, а замена нижних фланцев катушки путём соединения нижнего фланца с направляющим патрубком за счет выполненной внутренней цилиндрической проточки, имеющей возможность взаимодействия с кольцевыми выступами 5 и 5´ направляющего патрубка с углом 180 градусов относительно друг друга снижает трудоёмкость монтажа устройства на устье скважины. Над внутренней цилиндрической проточкой 6 и 6´ нижнего фланца выполнен фигурный паз 7 в виде чередующихся двух открытых 8 и 8´ и закрытых 9 и 9´ участков.The coil allows you to mount the preventer 11 on various sizes of supporting flanges of wellhead well reinforcing when conducting STR, i.e. for each size of the support flange 13 there is no need to use a separate coil, but it is enough to make the first lower flange of the corresponding size of the support flange 13. This reduces the financial costs of manufacturing, and replacing the lower flanges of the coil by connecting the lower flange to the guide pipe due to the internal cylindrical groove, having the ability to interact with the annular protrusions 5 and 5´ of the guide pipe with an angle of 180 degrees relative to each other reduces the complexity of installation and devices at the wellhead. A shaped groove 7 is made over the inner cylindrical groove 6 and 6´ of the lower flange in the form of alternating two open 8 and 8´ and closed 9 and 9´ sections.

Катушка для проведения СПО двухрядной колонны труб в скважину, например, первого ряда колонны труб (длинной колонны НКТ диаметром 89 мм) и второго ряда колонны труб (короткой колонны НКТ диаметром 60 мм) работает следующим образом. The coil for conducting STR double-row pipe string into the well, for example, the first row of pipe string (long tubing string with a diameter of 89 mm) and the second row of pipe string (short tubing string with a diameter of 60 mm) works as follows.

Высоту Н направляющего патрубка 1 (фиг. 5) подбирают заранее перед изготовлением катушки, предназначенной для спуска двухрядной колонны труб, в зависимости от длины L патрубка 21 (фиг. 5) первого ряда труб 15. Например, длина L патрубка 21 от нижнего торца 22 второго нижнего фланца 4, закреплённого в крестовине-трубодержателя 14 первого ряда труб 15 до верхнего свободного конца патрубка 21 составляет L = 500 мм. Тогда высота H направляющего патрубка 1 от нижнего торца 22 второго нижнего фланца 4 до нижнего торца 23 верхнего фланца 2 равна 600 мм, т.е. больше длины L патрубка 21 первого ряда труб 11, закреплённых в крестовине-трубодержателя 14 на величину: а = 600 мм - 500 мм = 100 мм. Сначала в уплотнительную канавку верхнего фланца 2, жесткозакреплённого с направляющим патрубком 1 при помощи сварного соединения (фиг. 5) устанавливают металлическую прокладку 26, затем совмещают уплотнительную канавку нижнего фланца превентора 11 с металлической прокладкой 26, после чего совмещают отверстия 10 верхнего фланец 2 (фиг. 2 и 5) катушки, имеющих два межцентровых диаметра Dм1 = 285 мм, а Dм2 = 345 мм с отверстиями 12 нижнего фланца превентора 11, имеющего межцентровой диаметр Dмi = 315 мм.The height H of the guide pipe 1 (Fig. 5) is selected in advance before manufacturing a coil designed to lower a two-row pipe string, depending on the length L of the pipe 21 (Fig. 5) of the first pipe row 15. For example, the length L of the pipe 21 from the lower end 22 the second lower flange 4, mounted in the cross-pipe holder 14 of the first row of pipes 15 to the upper free end of the pipe 21 is L = 500 mm Then the height H of the guide pipe 1 from the lower end 22 of the second lower flange 4 to the lower end 23 of the upper flange 2 is 600 mm, i.e. more than the length L of the pipe 21 of the first row of pipes 11 fixed in the crosspiece-pipe holder 14 by a value of: a = 600 mm - 500 mm = 100 mm. First, a metal gasket 26 is installed in the sealing groove of the upper flange 2, which is rigidly fixed with the guide pipe 1 by means of a welded joint (Fig. 5), then the sealing groove of the lower flange of the preventer 11 is combined with the metal gasket 26, after which the holes 10 of the upper flange 2 are combined (Fig. . 2 and 5) coils having two center-to-center diameters D m1 = 285 mm and D m2 = 345 mm with holes 12 of the lower flange of the preventer 11 having an center-to-center diameter D mi = 315 mm.

Посредством шпилек жестко крепят верхний фланец 2 с направляющим патрубком 1 к нижнему фланцу превентора 11. Металлическая прокладка 26 обеспечивает центрирование верхнего фланца катушки относительно превентора 11 и герметичность в процессе последующей работы катушки. Using studs, the upper flange 2 with the guide pipe 1 is rigidly fixed to the lower flange of the preventer 11. The metal strip 26 provides centering of the upper flange of the coil relative to the preventer 11 and tightness during the subsequent operation of the coil.

Затем в уплотнительную канавку опорного фланца 13 (на фиг. 1 показано условно) устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 27. Затем совмещают уплотнительную канавку первого нижнего фланца 3 катушки с металлической прокладкой 27. При этом межцентровой диаметр, количество и диаметр отверстий 16 (фиг. 1) первого нижнего фланца 3 катушки равны межцентровому диаметру, количеству и диаметру отверстий 18 выполненных в опорном фланце 13. Как указано выше межцентровой диаметр Dмц отверстий 16 и 18 равны, т.е. Dмц1 = 317, 5 мм, количество отверстий равно 12, а диаметр отверстий d = 32 мм.Then, a metal gasket 27 is installed in the sealing groove of the support flange 13 (conventionally shown in FIG. 1) of the wellhead valve. Then, the sealing groove of the first lower flange 3 of the coil is combined with the metal gasket 27. In this case, the center-to-center diameter, number and diameter of holes 16 (Fig. 1 ) of the first bottom flange of the coil 3 between centers equal to the diameter, number and diameter of holes 18 formed in the bearing flange 13. As described above intercenter diameter D mfi holes 16 and 18 are equal, i.e., D mts1 = 317.5 mm, the number of holes is 12, and the diameter of the holes is d = 32 mm.

Далее жестко посредством шпилек в количестве 12 штук крепят первый нижний фланец 3 катушки к опорному фланцу 13 устьевой арматуры.Next, rigidly by means of studs in the amount of 12 pieces, the first lower flange 3 of the coil is attached to the support flange 13 of the wellhead valve.

Устройство готово к проведению спуска первого ряда труб 15 (длинной колонны НКТ диаметром 89 мм). The device is ready for the descent of the first row of pipes 15 (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 13 устьевой арматуры крестовину-трубодержателя 14 (фиг. 5), после чего вворачивают в крестовину-трубодержателя 14 первого ряда труб 15 патрубок 21.After the descent into the well, a long string of tubing with a diameter of 89 mm is fastened by means of pins to the support flange 13 of the wellhead reinforcement of the spider-pipe holder 14 (Fig. 5), and then screwed into the cross-pipe holder 14 of the first row of pipes 15 pipe 21.

Устройство готовят к спуску короткой колонны НКТ 60 мм.The device is prepared for the descent of a short tubing string of 60 mm.

Крестовину-трубодержатель 14 (фиг. 5) герметично монтируют на опорном фланце 13 устьевой арматуры. Далее в зависимости от типоразмера отверстий 19 (наружного диаметра, межцентрового диаметра, диаметра и количества отверстий) крестовины-трубодержателя 14 соединяют второй нижний фланец 4 катушки к направляющему патрубку 1. Соединение нижнего 4 фланца с направляющим патрубком 1 обеспечивают как указано выше.The cross-pipe holder 14 (Fig. 5) is hermetically mounted on the support flange 13 of the wellhead fittings. Further, depending on the size of the holes 19 (outer diameter, center-to-center diameter, diameter and number of holes) of the cross-pipe holder 14, the second lower flange 4 of the coil is connected to the guide pipe 1. The connection of the lower 4 flange with the guide pipe 1 is provided as described above.

Затем в уплотнительную канавку крестовины трубодержателя 14 (на фиг. 5 показано условно) устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 27. Затем совмещают уплотнительную канавку второго нижнего фланца 4 катушки с металлической прокладкой 27. При этом межцентровой диаметр, количество и диаметр отверстий 17 (фиг. 5) второго нижнего фланца 4 катушки равны межцентровому диаметру, количеству и диаметру отверстий 19, выполненных в крестовине трубодержателя 14. Как указано выше межцентровой диаметр Dмц2 отверстий 17 и 19 равны 255 мм, количество отверстии равно 12, а диаметр отверстий равен 24 мм.Then, a metal gasket 27 is installed in the sealing groove of the crosspiece of the pipe holder 14 (conventionally shown in FIG. 5) of the wellhead valve. Then, the sealing groove of the second lower flange 4 of the coil is combined with the metal gasket 27. In this case, the center-to-center diameter, number and diameter of holes 17 (Fig. 5 ) of the second flange 4 of the lower coil between centers equal to the diameter, number and diameter of the holes 19 made in crosspiece pipe holder 14. As stated above the diameter D mts2 between centers of holes 17 and 19 are equal to 255 mm, the number of tverstii is 12, and the diameter of the holes is 24 mm.

Далее жестко посредством шпилек в количестве 12 штук крепят второй нижний фланец 4 катушки к крестовине-трубодержателю устьевой арматуры.Next, rigidly by means of studs in the amount of 12 pieces, the second lower flange 4 of the coil is attached to the cross-pipe holder of the wellhead reinforcement.

Устройство готово к проведению спуска второго ряда труб (короткой колонны НКТ диаметром 60 мм). После окончания спуска в скважину второго ряда труб на крестовине трубодержателе 14 монтируют трубодержатель второго ряда труб (на фиг. 1–6 не показано).The device is ready to run the second row of pipes (short tubing string with a diameter of 60 mm). After the descent into the well of the second row of pipes on the crosspiece of the pipe holder 14, the pipe holder of the second row of pipes is mounted (not shown in Figs. 1-6).

Подъём первого и второго ряда труб (колонн НКТ диаметрами 60 и 89 мм) производят в обратной последовательности.The lifting of the first and second row of pipes (tubing strings with diameters of 60 and 89 mm) is carried out in the reverse order.

Первый 3 и второй 4 нижние фланцы имеют возможность последовательной фиксации относительно направляющего патрубка, что позволяет катушке быть универсальной, так как расширяет эксплуатационные возможности устьевой арматуры, позволяет производить СПО колонны труб в скважины, оснащённые как с двухрядной колонной труб, так и с однорядной колонной труб. The first 3 and second 4 lower flanges have the ability to sequentially fix relative to the guide pipe, which allows the coil to be universal, as it extends the operational capabilities of wellhead fittings, allows the production of open pipe strings in wells equipped with both a double-row pipe string and a single-row pipe string .

Катушка позволяет в процессе проведения СПО с двумя рядами колонны труб в скважине монтировать превентор последовательно, сначала при спуске длинной колонны труб на опорный фланец устьевой арматуры, а затем при спуске короткой колонны труб на крестовину трубодержателя устьевой арматуры. The coil allows the preventer to be mounted sequentially in the process of conducting a shutdown with two rows of pipe string in the well, first when lowering a long pipe string onto the support flange of the wellhead, and then when lowering a short pipe string onto the crosspiece of the wellhead pipe holder.

Катушка позволяет кратно сократить продолжительность монтажа превентора на двухрядной устьевой арматуре скважины, так как направляющий патрубок, посредством верхнего фланца, постоянно закреплен к превентору, поэтому нет необходимости отворачивать и крепить верхний фланец при проведении СПО, поэтому время затрачивается только на последовательное быстросъёмное соединение сначала первого 3, а затем второго 4 нижних фланцев к направляющему патрубку 1 катушки при проведении СПО.The coil allows you to shorten the installation time of the preventer on a two-row wellhead reinforcement, since the guide pipe, by means of the upper flange, is constantly attached to the preventer, so there is no need to unscrew and fasten the upper flange during the STR, so the time is spent only on a sequential quick connection first of the first 3 and then the second 4 lower flanges to the guide pipe 1 of the coil when conducting STR.

Крепёжные отверстия в верхнем фланце катушки выполнены с двумя межцентровыми диаметрами Dм1 и Dм2 в форме овала с пазом, что позволяет крепить превенторы с различными межцентровыми диаметрами Dмi в пределах межцентровых диаметров Dмi верхнего фланца катушки Dм1 и Dм2.The mounting holes in the upper flange of the coil are made with two center-to-center diameters D m1 and D m2 in the form of an oval with a groove, which makes it possible to mount preventers with different center-to-center diameters D mi within the center-to-center diameters D mi of the upper coil flange D m1 and D m2 .

Переходная катушка устьевой арматуры позволяет:Transitional coil of wellhead valves allows:

- проводить СПО в скважину с однорядной или двухрядной колоннами труб;- to conduct open source software into the well with single-row or double-row pipe columns;

- монтировать превентор на устьевой арматуре при проведении СПО в скважине как с однорядной, так и с двухрядной колоннами труб;- mount the preventer on the wellhead when conducting the shutdown in the well with both single-row and double-row pipe columns;

- сократить время монтажа превентора при проведении СПО в скважине как с однорядной, так и с двухрядной устьевой арматурой;- reduce the installation time of the preventer when conducting open-source fire in the well with both single-row and double-row wellhead fittings;

- позволяет крепить на устьевой арматуре превенторы, имеющие различные межцентровые диаметры крепёжных отверстий.- allows you to mount on the wellhead valves preventers having different center-to-center diameters of the mounting holes.

Claims (3)

1. Переходная катушка устьевой арматуры, включающая 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, отличающаяся тем, что дополнительно установлена переходная катушка устьевой арматуры, состоящая из направляющего патрубка с жестко соединенным верхним фланцем, при этом с целью крепления нижнего фланца устьевого скважинного оборудования, имеющего различные межцентровые диаметры отверстий, верхний фланец катушки оснащен отверстиями с двумя межцентровыми диаметрами, причём количество отверстий, выполненных в верхнем фланце катушки и нижем фланце превентора, равно между собой, при этом в нижней части направляющего патрубка выполнено два наружных кольцевых выступа с углом 180° относительно друг друга, а в нижнем фланце выполнена внутренняя цилиндрическая проточка, имеющая возможность взаимодействия с кольцевыми выступами направляющего патрубка, причём над внутренней цилиндрической проточкой каждого нижнего фланца выполнен фигурный паз в виде чередующихся двух открытых и закрытых участков, обеспечивающий соединение и фиксацию нижних фланцев с направляющим патрубком стопорным винтом, причем наружный диаметр нижнего фланца больше или меньше наружного диаметра верхнего фланца, при этом нижний фланец переходной катушки устьевой арматуры с меньшим диаметром выполнен с возможностью установки на крестовине-трубодержателе первого ряда труб и с вырезом под патрубок длинной колонны труб, причем высота направляющего патрубка от нижнего торца нижнего фланца до нижнего торца верхнего фланца больше длины патрубка длинной колонны труб, закреплённой в крестовине-трубодержателе, при этом верхний фланец оснащён радиальным технологическим каналом и в исходном положении уплотнён пробкой, в верхнем и нижних фланцах выполнены уплотнительные канавки с уплотнительными металлическими прокладками.1. 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 supporting flange, sealing grooves and metal gaskets, pipe holder of the second row of pipes, characterized in that the transitional coil of wellhead valves is additionally installed , consisting of a guide pipe with a rigidly connected upper flange, while for the purpose of fastening the lower flange of the wellhead well equipment having various center-to-center diameters there are three holes, the upper flange of the coil is equipped with holes with two center-to-center diameters, and the number of holes made in the upper flange of the coil and the lower flange of the preventer is equal to each other, while in the lower part of the guide pipe there are two outer annular projections with an angle of 180 ° relative to each other and an inner cylindrical groove is made in the lower flange, which has the ability to interact with the annular protrusions of the guide pipe, moreover, above the inner cylindrical groove of each lower the flange has a shaped groove in the form of alternating two open and closed sections, which provides connection and fixation of the lower flanges with a guide pipe with a locking screw, the outer diameter of the lower flange being larger or smaller than the outer diameter of the upper flange, while the lower flange of the transitional coil of the wellhead valve with a smaller diameter is made with the possibility of installing on the crosspiece-pipe holder the first row of pipes and with a cutout under the pipe of a long pipe string, the height of the guide pipe from the lower end to the bottom its flange to the lower end of the upper flange longer length pipe length of the tubing is fixed in a spider-tube holders, wherein the upper flange is equipped with a radial channel and the process in the initial position the stopper is sealed in the upper and lower flanges formed sealing grooves with sealing metal gaskets. 2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что верхний фланец выполнен с возможностью крепления к устьевому скважинному оборудованию. 2. The device according to p. 1, characterized in that the upper flange is made with the possibility of mounting to wellhead downhole equipment. 3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что крестовина-трубодержатель герметично смонтирована на опорном фланце скважины.3. The device according to claim 1, characterized in that the crosspiece-pipe holder is hermetically mounted on the support flange of the well.
RU2019130820A 2019-09-30 2019-09-30 Wellhead adapter coil RU2708739C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019130820A RU2708739C1 (en) 2019-09-30 2019-09-30 Wellhead adapter coil

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019130820A RU2708739C1 (en) 2019-09-30 2019-09-30 Wellhead adapter coil

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2708739C1 true RU2708739C1 (en) 2019-12-11

Family

ID=69006677

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019130820A RU2708739C1 (en) 2019-09-30 2019-09-30 Wellhead adapter coil

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2708739C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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 (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108431364B (en) Connection for assembling two riser sections comprising an inner locking ring and a removable pin
CN104806834B (en) Telescopic underwater maintenance pipeline
CN108368733B (en) Connection for assembling two riser sections comprising an inner locking ring and a removable pin
RU2708739C1 (en) Wellhead adapter coil
KR101268016B1 (en) Plugging system driving the latch independently
US4648747A (en) Integral buoyant riser
RU2305747C1 (en) Dual-channel flow head equipment
BR112012021152B1 (en) DEVICE FOR FIXING A FIRST AND A SECOND TUBULAR COATINGS OF A WELL AXIALLY ALIGNED AND THAT EXTEND IN OPPOSITE DIRECTIONS AND METHOD OF FIXING THE SAME
RU203716U1 (en) Wellhead piping device
IE51011B1 (en) Flanging system for suspending casing and tubing columns for high pressure oil or gas wells
RU2638062C1 (en) Dual bore wellhead equipment (variants)
CA3011789A1 (en) Downhole completion system
KR100967427B1 (en) Prefabricated manhole having fastening structure by coupler
CN109441390B (en) 36 Inch single-cylinder double-wellhead oil extraction device
US11035182B2 (en) Connector for assembling two riser sections with internal locking ring
RU2485280C1 (en) Equipment of well head with parallel pipe suspension
RU2723792C1 (en) Device for connection of hydraulic channels
RU2796145C1 (en) Wellhead valve adapter coil for preventer with two rows of rams (embodiments)
RU2738559C1 (en) Wellhead flange connection
RU2485281C1 (en) Equipment of well head with parallel pipe suspension
RU2348791C2 (en) Column head
CN211736364U (en) Detachable preformed hole sleeve
RU2230177C1 (en) Device for binding casing columns on well mouth (variants)
RU2655260C1 (en) Flange connection of wellhead equipment
RU2708738C1 (en) Universal transient coil of wellhead fittings (versions)