RU2798532C1 - Wellhead rotary stripper - Google Patents
Wellhead rotary stripper Download PDFInfo
- Publication number
- RU2798532C1 RU2798532C1 RU2022134117A RU2022134117A RU2798532C1 RU 2798532 C1 RU2798532 C1 RU 2798532C1 RU 2022134117 A RU2022134117 A RU 2022134117A RU 2022134117 A RU2022134117 A RU 2022134117A RU 2798532 C1 RU2798532 C1 RU 2798532C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rotor
- sealing
- wellhead
- movable support
- hollow cylindrical
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья скважины при проведении работ, связанных с выполнением спуско-подъемных операций с колонной бурильных труб и ее вращением ведущей трубой.The invention relates to equipment for sealing the wellhead during work related to the performance of tripping operations with a drill string and its rotation by a Kelly.
Известно устройство герметизации устья скважины (RU 68581 U1, МПК: E21B 33/03, опубл. 27.11.2007), содержащее корпус со сквозным осевым каналом, имеющий верхний и нижний фланцы и выполненный с возможностью установки нижним фланцем герметично на фланец устьевой компоновки, узел вращения, расположенный в осевом канале корпуса и содержащий соосно установленные между собой и с центральной осью сквозного канала корпуса крышку с центральным сквозным отверстием для прохода ведущей бурильной трубы и ротор, установленный в крышке посредством подшипникового узла и имеющий центральное сквозное отверстие под ведущую бурильную трубу, уплотнительную манжету, на которую опирается ротор, имеющую центральное сквозное отверстие по форме ведущей бурильной трубы и водило для передачи вращения ротору от ведущей бурильной трубы.A wellhead sealing device is known (RU 68581 U1, IPC: E21B 33/03, publ. 11/27/2007), containing a housing with a through axial channel, having upper and lower flanges and configured to install the lower flange hermetically on the flange of the wellhead assembly, the node rotation, located in the axial channel of the body and containing coaxially installed between themselves and with the central axis of the through channel of the body, a cover with a central through hole for the passage of the kelly and a rotor mounted in the cover by means of a bearing assembly and having a central through hole for the kelly, sealing a cuff on which the rotor rests, having a central through hole in the form of a kelly and a carrier for transferring rotation to the rotor from the kelly.
Недостатком известного устройства является ограниченность его эксплуатационных возможностей, обусловленная тем, что:The disadvantage of the known device is its limited operational capabilities, due to the fact that:
- уплотнительная манжета может герметизировать только определенный размер бурильной трубы, например, сечения 80×80, причем с определенной формой ребер, которой должна соответствовать конфигурация отверстия в уплотнительной манжете.- the sealing collar can seal only a certain size of the drill pipe, for example, a section of 80×80, and with a certain shape of the ribs, which must correspond to the configuration of the hole in the sealing collar.
- герметизатор не предназначен для работы с применением силовых вертлюгов, где необходимо герметизировать ведущую трубу круглого сечения.- the dock shelter is not designed to work with the use of power swivels, where it is necessary to seal the lead pipe of circular cross section.
Также, данное устройство ненадежно в эксплуатации, поскольку при постоянном контакте уплотнительной манжеты с уплотняемой наружной поверхностью ведущей трубы и элементами бурильной колонны (трубы, муфты, замки) будет происходить интенсивный износ ее контактирующих поверхностей, особенно при спускоподъемных операциях, что может в скором привести к потере герметичности при высоком давлении на устье, к переливам раствора, а также к нефтегазоводопроявлению.Also, this device is unreliable in operation, since with constant contact of the sealing collar with the outer surface of the kelly to be sealed and the elements of the drill string (pipes, couplings, locks), intensive wear of its contacting surfaces will occur, especially during tripping operations, which may soon lead to loss of tightness at high pressure at the wellhead, to solution overflows, as well as to oil and gas intrusion.
Известна устьевая герметизирующая головка (RU 2068488 С1, МПК: Е21В 33/06, включающая: полый цилиндрический корпус с центральным сквозным каналом для пропуска труб с технологическим оборудованием, герметизирующий элемент, установленный в корпусе на опоре вращения в виде упорного шарикового подшипника в нижнем съемном фланце, рабочую гидравлическую камеру, образованную нижней кольцевой полостью между корпусом и герметизирующим элементом, камеру регулировки поджатия герметизирующего элемента к трубе, образованную верхней полостью корпуса и поршнем, связанным с герметизирующим элементом, гидравлические каналы с рабочим агентом, связывающие рабочую гидравлическую камеру и камеру регулировки поджатия с нагнетательным насосом.Known wellhead sealing head (RU 2068488 C1, IPC: E21B 33/06, including: a hollow cylindrical body with a central through channel for passing pipes with technological equipment, a sealing element installed in the body on a rotation support in the form of a thrust ball bearing in the lower removable flange , a working hydraulic chamber formed by the lower annular cavity between the body and the sealing element, a chamber for adjusting the preload of the sealing element to the pipe, formed by the upper cavity of the body and a piston associated with the sealing element, hydraulic channels with a working agent connecting the working hydraulic chamber and the preload adjustment chamber with injection pump.
К недостаткам известного устройства следует отнести повышенную трудоемкость эксплуатации, связанную:The disadvantages of the known device include the increased complexity of operation associated with:
- со сложностью управления при эксплуатации, вызванной необходимостью установления баланса подбором давлений в камере возврата и рабочей гидравлической камере относительно давления на устье скважины с помощью контрольно-распределительной гидроаппаратуры, не обладающих достаточной гибкостью подачи давления;- with the complexity of control during operation, caused by the need to establish a balance by selecting pressures in the return chamber and the working hydraulic chamber relative to the pressure at the wellhead using hydraulic control and distribution equipment that do not have sufficient pressure supply flexibility;
- сложностью разборки и сборки устройства.- the complexity of disassembling and assembling the device.
Кроме того, известное устройство обладает низкой надежностью работы вследствие того, что его конструкция не обеспечивает автоматической регулировки усилия поджатия герметизирующего элемента к трубе в зависимости от давления на устье скважины, которое необходимо устанавливать путем подбора определенного баланса давлений рабочего агента в камерах относительно давления на устье скважины. Поэтому при изменении давления на устье скважины, которое может изменяться и скачкообразно, возможна ситуация, когда давление в рабочей гидравлической камере будет меньше давления на устье скважины, в результате чего герметичность в контакте герметизирующего элемента и трубы будет нарушена и произойдет прорыв скважинных флюидов. В ситуации, когда давление в рабочей гидравлической камере будет значительно превосходить давление на устье скважины, возможен интенсивный износ рабочей поверхности герметизирующего элемента в процессе работы, что приведет к его разрушению при высоком давлении на устье, к переливам раствора, а также к нефтегазоводопроявлению. Кроме этого, в результате возникновения чрезмерного трения в зоне контакта уплотнителя с ведущей трубой при ее осевом перемещении колонны вверх будет повышаться величина осевой нагрузки, интенсивный износ деталей и подъемных механизмов подъемника, а также снижение нагрузки от инструмента во время перемещения инструмента вниз (спуска), что может привести к снижению эффективности бурения и возникновению аварийных ситуаций.In addition, the known device has low reliability due to the fact that its design does not provide automatic adjustment of the pressure force of the sealing element to the pipe, depending on the pressure at the wellhead, which must be set by selecting a certain balance of pressure of the working agent in the chambers relative to the pressure at the wellhead. . Therefore, when the pressure at the wellhead changes, which can also change abruptly, a situation is possible when the pressure in the working hydraulic chamber is less than the pressure at the wellhead, as a result of which the tightness in the contact of the sealing element and the pipe will be broken and a breakthrough of well fluids will occur. In a situation where the pressure in the working hydraulic chamber will significantly exceed the pressure at the wellhead, intensive wear of the working surface of the sealing element during operation is possible, which will lead to its destruction at high pressure at the wellhead, to overflow of the solution, as well as to oil and gas intrusion. In addition, as a result of excessive friction in the zone of contact of the seal with the leading pipe during its axial movement of the column upwards, the axial load will increase, intensive wear of parts and lifting mechanisms of the lift, as well as a decrease in the load from the tool during the movement of the tool down (descent), which can lead to a decrease in drilling efficiency and the occurrence of emergency situations.
Низкая надежность работы известного устройства обусловлена также и тем, что нижний упорный подшипник не защищен от воздействия скважинного флюида, содержащего твердую фазу, в результате чего возможен интенсивный абразивный износ тел и дорожек качения подшипника с возникновением момента вращения, направленного в противоположную сторону с потерей синхронного вращения с вращающимся герметизирующим элементом, что приведет к его разрушению и потере герметичности устройства с прорывом скважинных флюидов и бурового раствора с последующим возможным переходом скважины в открытое фонтанирование.The low reliability of the operation of the known device is also due to the fact that the lower thrust bearing is not protected from the impact of a well fluid containing a solid phase, as a result of which intense abrasive wear of the bearing bodies and raceways is possible with the occurrence of a torque directed in the opposite direction with a loss of synchronous rotation with a rotating sealing element, which will lead to its destruction and loss of tightness of the device with a breakthrough of well fluids and drilling fluid, followed by a possible transition of the well into open flowing.
Известное устройство обладает повышенным габаритом по высоте ввиду наличия в конструкции камеры возврата с кольцевым поршнем и съемного фланца, что увеличивает эксплуатационные затраты, так как повышает затраты на монтаж буровой установки, во взаимодействии с которой будет использоваться известное устройство. Это обусловлено тем, что для удобства эксплуатации известного устройства при спускоподъемных операциях необходим монтаж дополнительных оснований под буровую установку или монтаж дополнительных подмостков для обслуживающего персонала на вышечном блоке вокруг устья.The known device has an increased overall height due to the presence in the design of the return chamber with an annular piston and a removable flange, which increases operating costs, as it increases the cost of installing a drilling rig, in cooperation with which the known device will be used. This is due to the fact that for ease of operation of the known device during tripping operations, it is necessary to install additional bases for the drilling rig or install additional scaffolds for maintenance personnel on the rig block around the wellhead.
Также, известное устройство обладает сложной конструкцией ввиду наличия камеры возврата с кольцевым поршнем, введение которой в конструкцию функционально не оправдано, так как:Also, the known device has a complex design due to the presence of a return chamber with an annular piston, the introduction of which into the design is not functionally justified, since:
- уменьшение контактного давления между герметизирующим элементом и трубой и, следовательно, усилия обжатия трубы можно обеспечить уменьшением давления в рабочей гидравлической камере;- reduction of the contact pressure between the sealing element and the pipe and, consequently, the compression force of the pipe can be achieved by reducing the pressure in the working hydraulic chamber;
- возврат герметизирующего элемента в исходное состояние после уменьшения давления в рабочей гидравлической камере может быть обеспечен за счет упругих свойств эластичного материала герметизирующего элемента.- the return of the sealing element to its original state after reducing the pressure in the working hydraulic chamber can be ensured due to the elastic properties of the elastic material of the sealing element.
И, наконец, известное устройство имеет жестко отцентрированный ротор, что приводит к циклической деформации эластичного герметизирующего элемента с возникновением повышенных знакопеременных радиальных нагрузок на подшипники из-за отсутствия общего центра у оси устья скважины и оси вращения ведущей трубы, что приведет к значительному снижению срока службы герметизирующего элемента и подшипниковых узлов.And, finally, the known device has a rigidly centered rotor, which leads to cyclic deformation of the elastic sealing element with the occurrence of increased alternating radial loads on the bearings due to the lack of a common center at the wellhead axis and the rotation axis of the leading pipe, which will lead to a significant reduction in service life sealing element and bearing units.
Таким образом, известное устройство обладает повышенной трудоемкостью эксплуатации, низкой надежностью, повышенными эксплуатационными затратами, сложной конструкцией и низким сроком службы изделия в целом.Thus, the known device has an increased complexity of operation, low reliability, increased operating costs, a complex design and a low service life of the product as a whole.
Задачей изобретения является создание устройства для герметизации устья скважины, лишенного перечисленных недостатков.The objective of the invention is to create a device for sealing the wellhead, devoid of these disadvantages.
Техническим результатом решения этой задачи является расширение эксплуатационных возможностей, повышение надежности и срока службы, снижение эксплуатационных затрат и, как следствие, повышение надежности герметизации устья скважины при проведении работ, связанных с выполнением спускоподъемных операций с колонной бурильных труб и ее вращением ведущей трубой.The technical result of solving this problem is to expand operational capabilities, increase reliability and service life, reduce operating costs and, as a result, increase the reliability of wellhead sealing during work related to tripping operations with the drill string and its rotation by the Kelly.
Для обеспечения этих результатов заявляемое устройство для герметизации устья скважины, включающее:To ensure these results, the claimed device for sealing the wellhead, including:
- полый цилиндрический корпус с центральным сквозным каналом для пропуска труб с технологическим оборудованием, оснащенный верхним и нижним фланцами для крепления технологического оборудования и оборудованию на устье скважины соответственно;- a hollow cylindrical body with a central through channel for passing pipes with process equipment, equipped with upper and lower flanges for mounting process equipment and equipment at the wellhead, respectively;
- запирающие крышки с центральным отверстием для центрирования колонны спускаемых или поднимаемых труб, установленные в корпус сверху и снизу;- locking covers with a central hole for centering the string of lowered or raised pipes, installed in the body from above and below;
- ротор, установленный в корпусе, содержащий корпус ротора, внутри которого установлена уплотнительная манжета и элементы ее соединения с ротором, оснащенный по крайней мере одной опорой вращения в виде подшипника качения,- a rotor installed in a housing, containing a rotor housing, inside which a sealing collar and elements of its connection with the rotor are installed, equipped with at least one rotation support in the form of a rolling bearing,
- рабочую гидравлическую камеру в виде кольцевой полости между корпусом и герметизирующим элементом, заполненную рабочим агентом;- a working hydraulic chamber in the form of an annular cavity between the housing and the sealing element, filled with a working agent;
- устройство управления усилием поджатия уплотнительной манжеты к трубе, гидравлически связанное с рабочей гидравлической камерой;- a device for controlling the force of pressing the sealing collar to the pipe, hydraulically connected to the working hydraulic chamber;
- гидравлические каналы;- hydraulic channels;
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮACCORDING TO THE INVENTION
- дополнительно содержит по крайней мере одну подвижную опору, установленную между опорой вращения и запирающей крышкой, выполненную в виде металлической или композитной шайбы, содержащей по крайней мере одну уплотнительную канавку для установки уплотнительного кольца с целью обеспечения герметичности между запирающей крышкой и полостью рабочей камеры, а также по крайней мере один конструктивный элемент в виде фигурного паза, или фигурного выступа, или отверстия, или штифта для взаимодействия с ответным конструктивным элементом, выполненного в виде фигурного выступа, или фигурного паза или штифта, или отверстия, выполненного в запирающей крышке соответственно, фиксирующий подвижную опору от поворота вокруг центральной оси ротора не препятствующий перемещению подвижной опоры в плоскости, перпендикулярной центральной оси ротора;- additionally contains at least one movable support installed between the rotation support and the locking cover, made in the form of a metal or composite washer containing at least one sealing groove for installing a sealing ring in order to ensure tightness between the locking cover and the cavity of the working chamber, and also at least one structural element in the form of a shaped groove, or a shaped protrusion, or a hole, or a pin for interacting with a counter structural element, made in the form of a shaped protrusion, or a shaped groove or a pin, or a hole made in the locking cover, respectively, fixing movable support from rotation around the central axis of the rotor, which does not prevent the movement of the movable support in a plane perpendicular to the central axis of the rotor;
- уплотнительная манжета выполнена из эластичного материала в виде сменной втулки ротора с уплотнительными выступами или впадинами на обоих торцах.- the sealing cuff is made of an elastic material in the form of a replaceable rotor sleeve with sealing protrusions or cavities on both ends.
- узел управления и регулирования величины усилия поджатия уплотнительной манжеты к трубе содержит подключаемый гидравлический насос или гидравлическую станцию с любым типом привода, а также гидравлический аккумулятор, включающийся в состав узла управления при пропуске муфт под давлением.- the unit for controlling and adjusting the magnitude of the force of pressing the sealing collar to the pipe contains a connected hydraulic pump or a hydraulic station with any type of drive, as well as a hydraulic accumulator included in the control unit when couplings are passed under pressure.
Изобретение поясняется чертежом.The invention is illustrated in the drawing.
Заявляемый герметизатор устьевой роторный, изображенный на фиг. 1, содержит полый цилиндрический корпус 1 с верхним 2 и нижним 3 фланцами имеет сквозной осевой канал 4 для пропуска труб 5 с муфтами 6, который сверху и снизу закрывают запирающие крышки 7 с центральным отверстием 8 для центрирования колонны спускаемых или поднимаемых труб 5 с муфтами 6.The inventive wellhead rotary seal shown in FIG. 1, contains a hollow
Запирающие крышки 7 устанавливаются в корпус 1 посредством резьбового или байонетного соединения и взаимодействуют с подвижными опорами 9, содержащими пазы 10 в виде направляющих шпоночных пазов, в которые входят штифты 11, выступающие из запирающих крышек 7 для защиты подвижных опор 9 от поворота вокруг центральной оси 12.The
Подвижные опоры 9 имеют осевую расточку, в которую установлены радиальные подшипники 13 и уплотнительные кольца 14, а также наружную цилиндрическую шейку 15, на которую устанавливаются упорные подшипники 16.
Корпус ротора 17 имеет гидравлические каналы 18 в виде отверстий для прохода рабочего агента 19. Внутри корпуса ротора 17 установлена уплотнительная манжета 20, герметично поджимаемая втулками ротора 21 с обоих сторон за счет резьбового соединения 22. Втулки ротора 21 защищены от отвинчивания из корпуса ротора 17 стопорными винтами 23.The
Корпус ротора 17 с уплотнительной манжетой 20, втулками ротора 21, стопорными винтами 23 в сборе, а также подвижные опоры 9 с радиальными подшипниками 13, уплотнительными кольцами 14 и подшипниками 16 в сборе устанавливают в корпус 1 и зажимают запирающими крышками 7 с гарантирующим герметичность при рабочем давлении минимальным зазором в собранном пакете. Запирающие крышки 7 защищают от отвинчивания из корпуса 1 стопорными винтами 24.The rotor housing 17 with the sealing collar 20, the rotor bushings 21, the
Уплотнительная манжета 20, кольца уплотнительные 14, 25 и 26 обеспечивают герметичность между осевым каналом 4 внутри корпуса 1 внешней средой, образуя рабочую камеру, заполненную рабочим агентом 19. Для удаления воздуха из осевого канала корпуса 4 при его заполнении рабочим агентом 19 по гидравлическому каналу 27 используют винт 28 с перепускным каналом 29 и шар 30, взаимодействующий с поверхностью конического отверстия в гидравлическом канале 29 в верхней части устройства.Sealing cuff 20,
Контроль давления внутри корпуса 1 осуществляется по манометру 31, установленным в любом удобном для считывания показаний месте линии нагнетания рабочего агента 19.The control of the pressure inside the
Заявляемое устройство герметизации устья скважины работает следующим образом.The inventive wellhead sealing device operates as follows.
В положении, показанном на чертеже, заполненное рабочим агентом устройство герметично устанавливается нижним фланцем 3 на верхний фланец устьевого оборудования и закрепляется шпильками с гайками. Немного отвинчивают винт 28 из верхней крышки 7, подключают герметизатор к линии высокого давления или насосу высокого давления посредством БРС и удаляют воздух из внутренней полости герметизатора посредством подачи рабочего агента 19 в корпус 1 герметизатора до выхода некоторого количества рабочего агента без наличия пузырьков воздуха из гидравлического канала 29. Далее затягивают винт 28 с необходимым моментом в крышку 7. Производят монтаж необходимого технологического оборудования к верхнему фланцу 2, например ротора для вращения ведущей бурильной трубы. Через центральное отверстие 8 осуществляют спуск или подъем труб 5 с муфтами 6 совместно с технологическим оборудованием в составе колонны. После присоединения ведущей трубы к верхней муфте 6 колонны спущенных труб осуществляют различные технологические операции, в том числе фрезерование, бурение с прямой или обратной промывкой, в том числе с одновременным спуском или подъемом вращающейся колонны бурильных труб, промывку ствола скважины, опрессовку колонны обсадных труб, испытания на герметичность ПВО или перекрытие кольцевого пространства скважины для предотвращения попадания посторонних предметов в скважину во время перерывов в работе.In the position shown in the drawing, the device filled with a working agent is hermetically installed with the
Герметизацию устья скважины в случае повышения давления и перелива раствора осуществляют подачей рабочего агента 19 насосом высокого давления через канал 27 с контролем давления по манометру 31. В результате рабочий агент 19 из канала 27 поступает в рабочую полость 4 корпуса 1 и по гидравлическим каналам 18 и увеличивает объем рабочего агента 19 во внутреннем канале 4 корпуса 1 и упруго деформирует герметизирующий элемент 20, который охватывает трубу 5, муфту 6 или ведущую трубу, перекрывая возможность перелива раствора через заявляемое устройство ввиду отсутствия зазора между трубой 5, муфтой 6 или ведущей трубой и герметизирующим элементом 20. Таким образом, достигается первоначальная герметизация устья скважины, после чего подачу рабочего агента останавливают, давление во внутренней полости 4 корпуса 1 начнет возрастать на величину давления флюида, находящегося в скважине. Таким образом, усилие обжима в контакте сменного уплотнителя 20 с трубой 5 будет автоматически, без участия обслуживающего персонала и ручного регулирования баланса давлений, одновременно изменяться пропорционально величине изменения давления в скважине, чем достигается по сравнению с прототипом как повышение надежности работы заявляемого устройства, так и снижение трудоемкости его эксплуатации.The sealing of the wellhead in the event of an increase in pressure and overflow of the solution is carried out by supplying the
При спуско-подъемных операциях, связанных с проталкиванием и пропуске муфт 6 через герметизирующий элемент 20 под давлением в линию подачи высокого давления подключают гидравлический аккумулятор. Так, при спуске или подъеме колонны труб 5 при давлении на устье замковое соединение 6, будучи по диаметру больше диаметра труб 5, при проходе через заявляемое устройство воздействует на герметизирующий элемент 20, увеличивая его внутренний диаметр и уменьшая объем рабочей гидравлической камеры 4. При этом рабочий агент 19 будет вытесняется из корпуса 1 через канал 27 в полость гидравлического аккумулятора, настроенного на требуемое давление. Тем самым обеспечивается уменьшение износа сменного уплотнителя 20, что повышает его долговечность и увеличивает надежность работы заявляемого устройства. После прохода замкового соединения 6 процесс восстановления давления в рабочей гидравлической камере 4 автоматически повторяется в обратном порядке.During tripping operations associated with pushing and passing the couplings 6 through the sealing element 20 under pressure, a hydraulic accumulator is connected to the high pressure supply line. So, when lowering or raising a string of pipes 5 at a pressure on the wellhead, the locking joint 6, being larger in diameter than the diameter of the pipes 5, when passing through the inventive device acts on the sealing element 20, increasing its inner diameter and reducing the volume of the working
После герметизации устья скважины осуществляют технологические работы в ее стволе с перемещением колонны труб на ведущей трубе, промывку скважины и при необходимости вращение ведущей трубы, которая, будучи обжата герметизирующим элементом 20, увлекает его за собой во вращение. А поскольку герметизирующий элемент 20 связан втулками ротора 21, а они в свою очередь установлены между подвижными опорами 9 через упорные подшипники 16, также начинает вращаться. Благодаря тому, что радиальные подшипники 13 и упорные подшипники 16 отделены от воздействия внешней среды, а именно атмосферы сверху и скважинных флюидов снизу уплотнительными элементами 20, 14, 25, 26 и находятся в полости 4 корпуса 1, заполненной рабочим агентом, в качестве которого, как правило, используются машинные или гидравлические масла, они будут постоянно смазываться и охлаждаться, не подвергаясь по сравнению с прототипом воздействию скважинных флюидов и абразивному износу. Тем самым исключается повышенный износ упорных подшипников 16 и возможность их заклинки при работе, чем предотвращается преждевременный износ и разрушение герметизирующего элемента 20 при работе и повышается надежность работы заявляемого устройства. Кроме этого, значительно увеличивается срок эксплуатации уплотнительных колец 14 и радиальных подшипников 13, работающих в смазке под давлением. При этом рабочий агент не будет смешиваться со скважинным флюидом, так как давление в полости 4 корпуса 1 всегда будет всегда выше давления скважинного флюида в скважине на величину давления, при которой происходит начальная упругая деформация герметизирующего элемента 20, требуемая для охватывания трубы 5, муфты 6 или квадрата из ненагруженного свободного состояния герметизирующего элемента 20 при атмосферном давлении, имеющего в этот момент полнопроходное центральное отверстие, равное проходному диаметру в крышках 7 герметизатора, чем предотвращается загрязнение рабочего агента твердой фазой скважинных флюидов.After sealing the wellhead, technological work is carried out in its wellbore with the movement of the pipe string on the leading pipe, well flushing and, if necessary, rotation of the leading pipe, which, being compressed by the sealing element 20, drags it along into rotation. And since the sealing element 20 is connected by the
При чрезмерно малом давлении на устье скважины возможна ситуация, когда этого давления будет недостаточно для надежного обжима трубы 5 герметизирующим элементом 20 и в контакте между ними могут появиться зазоры, через которые возможен переток скважинного флюида. В этом случае производят подкачку рабочего агента 19 до получения плотного контакта герметизирующего элемента 20 с трубой 5 и увеличения усилия обжима трубы 5 герметизирующим элементом 20, что исключит возможность перетока скважинного флюида.With an excessively low pressure at the wellhead, a situation is possible when this pressure is not enough to reliably crimp the pipe 5 with the sealing element 20, and gaps may appear in the contact between them, through which the well fluid can flow. In this case, the working
При эксплуатации герметизаторов на скважинах со значительным, более 2 мм несовпадении оси вращения колонны 12 вращаемых труб 5 и оси устьевого фланца скважины, в том числе с осью смонтированного на нем устьевого, противовыбросового и другого технологического оборудования данная несоосность вызывает возникновение больших радиальных нагрузок как на герметизирующий элемент, так и на подшипниковые узлы во время их работы, что значительно сокращает ресурс их работы. С целью повышения срока службы узлов заявляемого герметизатора влияние несоосности минимизировано за счет конструкции герметизатора. Герметизирующий элемент 20, корпус ротора 17, крышки ротора 21, радиальные подшипники 13 и уплотнительные кольца 14 вращаются в подвижных опорах 9. Подвижные опоры 9 при вращении колонны труб 5 не могут вращаться вместе с колонной труб 5, а могут только смещаться в радиальном направлении во внутренней полости 4 корпуса 1, то есть «плавать» в горизонтальной плоскости, так как они зафиксированы от поворота вокруг своей оси за счет взаимодействия своими направляющими шпоночными пазами 10 со штифтами 11, установленными на контактной поверхности запирающих крышек 7. Таким образом исключаются повышенные радиальные нагрузки и повышенный износ герметизирующего элемента 20, а также радиальных подшипников 13.During the operation of sealers in wells with a significant, more than 2 mm, mismatch between the axis of rotation of the
После проведения работ в скважине давление в рабочей гидравлической камере 4 сбрасывается путем сброса давления в бак насоса высокого давления до нуля, показания контролируются по манометру 31. При этом герметизирующий элемент 20 благодаря упругим свойствам материала возвращается в исходное положение, открывая центральный сквозной канал 8 корпуса 1 для пропуска труб 5, муфт 6 и технологического оборудования.After carrying out work in the well, the pressure in the working
Claims (2)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2798532C1 true RU2798532C1 (en) | 2023-06-23 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4448255A (en) * | 1982-08-17 | 1984-05-15 | Shaffer Donald U | Rotary blowout preventer |
RU2068488C1 (en) * | 1992-10-06 | 1996-10-27 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Wellhead sealing head |
RU37762U1 (en) * | 2004-01-08 | 2004-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | PREVENTOR |
US6749172B2 (en) * | 2000-12-12 | 2004-06-15 | Precision Drilling Technology Services Group, Inc. | Rotating blowout preventer with independent cooling circuits and thrust bearing |
RU2274728C1 (en) * | 2004-11-18 | 2006-04-20 | Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш") | Well head sealing device |
RU68581U1 (en) * | 2007-06-28 | 2007-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научный конструкторский центр "Сибнефтегазпроект" | HOUSING ROTARY SEALER |
RU2684261C1 (en) * | 2018-07-24 | 2019-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Wellhead rotary sealer |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4448255A (en) * | 1982-08-17 | 1984-05-15 | Shaffer Donald U | Rotary blowout preventer |
RU2068488C1 (en) * | 1992-10-06 | 1996-10-27 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Wellhead sealing head |
US6749172B2 (en) * | 2000-12-12 | 2004-06-15 | Precision Drilling Technology Services Group, Inc. | Rotating blowout preventer with independent cooling circuits and thrust bearing |
RU37762U1 (en) * | 2004-01-08 | 2004-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | PREVENTOR |
RU2274728C1 (en) * | 2004-11-18 | 2006-04-20 | Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш") | Well head sealing device |
RU68581U1 (en) * | 2007-06-28 | 2007-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научный конструкторский центр "Сибнефтегазпроект" | HOUSING ROTARY SEALER |
RU2684261C1 (en) * | 2018-07-24 | 2019-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Wellhead rotary sealer |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5251869A (en) | Rotary blowout preventer | |
US7874369B2 (en) | Progressive cavity pump (PCP) drive head stuffing box with split seal | |
US6354385B1 (en) | Rotary drilling head assembly | |
RU2369721C2 (en) | Adapter of blowout preventer stuffing box | |
US7080685B2 (en) | High pressure rotating drilling head assembly with hydraulically removable packer | |
USRE38249E1 (en) | Rotating blowout preventer and method | |
EP2622173B1 (en) | Rotating control device | |
US9284811B2 (en) | Universal rotating flow head having a modular lubricated bearing pack | |
US5325925A (en) | Sealing method and apparatus for wellheads | |
US4354698A (en) | Swivel joint construction for pressure containing conduit | |
US6487960B1 (en) | Hydraulic failsafe valve actuator | |
MX2013010863A (en) | Sealing assembly. | |
GB2481910A (en) | Subsea locking connector | |
RU2798532C1 (en) | Wellhead rotary stripper | |
RU2347060C1 (en) | Estuarine rotary sealer | |
US20130233556A1 (en) | Rotating flow control diverter | |
US4476944A (en) | Method of providing a fluid seal in downhole drilling apparatus | |
RU2527054C1 (en) | Spherical circular rotary preventer | |
RU2274728C1 (en) | Well head sealing device | |
RU29959U1 (en) | PREVENTOR | |
EP0727007B1 (en) | Pressurized sheave mechanism for high pressure wireline service | |
WO2006014166A2 (en) | Linear drive assembly with rotary union for wellheads | |
RU2270325C1 (en) | Well head sealing device | |
CN101238269A (en) | Rod lock for ram blowout preventer | |
US11549327B2 (en) | Blowout preventer and method |