SU1620606A1 - Blowout preventer - Google Patents
Blowout preventer Download PDFInfo
- Publication number
- SU1620606A1 SU1620606A1 SU884604638A SU4604638A SU1620606A1 SU 1620606 A1 SU1620606 A1 SU 1620606A1 SU 884604638 A SU884604638 A SU 884604638A SU 4604638 A SU4604638 A SU 4604638A SU 1620606 A1 SU1620606 A1 SU 1620606A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- dies
- hollow shaft
- piston
- housing
- sealer
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Description
1one
(21)4604638/03 (22)11.11.88 (46) 15.01.91. Бюл. №2 (75) П.Л.Пшеничный (53) 622.245.7(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР № 1007500. кл. Е 21 В 33/06. 1980. Авторское свидетельство СССР № 977703. кл. Е 21 В 33/06. 1981.(21) 4604638/03 (22) 11.11.88 (46) 01.15.91. Bul No. 2 (75) P.Pshenichny (53) 622.245.7 (088.8) (56) USSR Author's Certificate No. 1007500. cl. Е 21 В 33/06. 1980. USSR author's certificate number 977703. class. Е 21 В 33/06. 1981
(54)ПРЕВЕНТОР(54) PREFERENCE
(57) Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено дл герметизации усть скважин. Цель изобретени - повышение надежности работы превентора и долговечности плашек путем исключени их износа при бурении и проведении спускоподъемных операций, а также обеспечени фиксации плашек в край(57) The invention relates to the oil and gas industry and is intended to seal the wellhead. The purpose of the invention is to increase the reliability of the preventer and the durability of the dies by eliminating their wear during drilling and lifting operations, as well as ensuring the dies are fixed to the rim
221В221B
&&
ЈJ
ОABOUT
ю о с о оyooo
Фиг.11
них положени х герметизатора. Превентор содержит корпус 1, в котором установлены лабиринтна втулка 2 и полый вал 7 с выточками 9 и 10. Внутри полого вала 7 установлен герметизатор в виде цангового механизма, состо щий из ступицы 17 с фиксатором 20 и лепестковых пружин 18 с плашками 19. Поршень 21 гидропривода св зан с герметизатором 16 через полый шток 30. При подаче рабочей жидкости в полость 24 закрыти поршень 21 перемеИзобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности и предназьа- чено дл герметизации усть нефт ных и газовых скважин.these are the positions of the sealer. The preventer includes a housing 1 in which a labyrinth sleeve 2 and a hollow shaft 7 with grooves 9 and 10 are installed. Inside the hollow shaft 7, a sealer is installed in the form of a collet mechanism consisting of a hub 17 with a latch 20 and lobe springs 18 with dies 19. Piston 21 The hydraulic actuator is connected with the sealer 16 through the hollow rod 30. When the working fluid is supplied to the cavity 24, the piston 21 is displaced. It relates to the oil and gas industry and is intended to seal the mouth of an oil and gas well.
Цель изобретени - повышение надежности работы превентора и долговечности плашек пугем исключени их износа при бурении и проведении спускоподъемных операций, а также обеспечени фиксации плашек в крайних положени х герметизатора .The purpose of the invention is to increase the reliability of the preventer and the durability of the dies using a pug to prevent their wear during drilling and lifting operations, as well as to ensure that the dies are fixed in the extreme positions of the sealer.
На фиг. 1 показан превентор, продольный разрез; левее оси симметрии плашки в открытом положении, правее оси симметрии - в закрытом положении; на фиг. 2 - разрез А-А на фиг. 1 по плашкам, герметизирующим бурильную колонну круглого сечени ; на,фиг. 3 - то же, при герметизации бурильной колонны квадратного сечени .FIG. 1 shows a preventer, longitudinal section; to the left of the axis of symmetry of the plate in the open position, to the right of the axis of symmetry - in the closed position; in fig. 2 shows section A-A in FIG. 1 on dies sealing a round drill string; in FIG. 3 is the same when sealing a square drill string.
Превентор состоит из корпуса 1, в котором установлена лабиринтна втулка 2, взаимодействующа с черв чной передачей 3. В нижней части корпуса на резьбе расположен фланец 4, регулирующий положение грундбуксы. 5 с пружиной 6, которые определ ют зазор между лабиринтной втулкой 2 и полым валом 7.The preventer consists of a housing 1 in which a labyrinth sleeve 2 is installed, which interacts with a worm gear 3. In the lower part of the housing there is a flange 4 on the thread, which adjusts the position of the packing follower. 5 with a spring 6, which define the gap between the labyrinth sleeve 2 and the hollow shaft 7.
Полый вал 7 посажен в корпусе 1 на радиально-упорный подшипник 8 и выполнен с выточками 9 и 10 и прошивочным каналом 11, св занным с каналом 12 в корпусе 1 через выточку 13 в лабиринтной втулке 2 и выточку 14 и полость 15 в корпусе 1.The hollow shaft 7 is mounted in the housing 1 on a angular contact bearing 8 and is made with recesses 9 and 10 and a piercing channel 11 connected to the channel 12 in the housing 1 through the recess 13 in the labyrinth sleeve 2 and the recess 14 and the cavity 15 in the housing 1.
Внутри полого вала 7 установлен герметизатор в виде цангового механизма 16, состо щий из ступицы 17 с лепестковыми пружинами 18, на которых закреплены плашки 19 дл труб круглого или квадратного сечени . В кольцевой выточке ступицы размещен фиксатор 20, вз аимодействую- щий с выточками 9 и 10 полого вала 7 в крайних верхнем и нижнем положени х герметизатора 16.Inside the hollow shaft 7, a sealer is installed in the form of a collet mechanism 16, consisting of a hub 17 with petal springs 18, on which dies 19 are attached for pipes of circular or square cross section. In the annular recess of the hub, a retainer 20 is placed, which is acting with the recesses 9 and 10 of the hollow shaft 7 in the extreme upper and lower positions of the sealer 16.
щает ступицу 17 и лепестковые пружины 18 вниз, при этом последние, скольз по конусной расточке полого вала 7, плашками 19 обжимают бурильную трубу. При подаче рабочей жидкости в полость 23 открыти герметизатор 16с поршнем 21 перемещаютс вверх. В образовавшийс зазор между герметизатором и полым валом 7 разжимаютс лепестковые пружины 18с плашками 19. Превентор открыт. 3 ил.pushes the hub 17 and petal springs 18 down, while the latter, slipping along the tapered bore of the hollow shaft 7, compresses the drill pipe with dies 19. When the working fluid is supplied to the cavity 23 to open the sealer 16c, the piston 21 moves upwards. Petal springs 18c are uncoupled with dies 19 in the resulting gap between the sealer and the hollow shaft 7. The preventer is open. 3 il.
Перемещение герметизатора 16 осуществл етс с помощью гидропривода, состо щего из поршн 21, поджатого пружиной 22 и имеющего полости открыти 23 и закрыти 24, св занные с гидроуправлением через каналы 26 и 27 в корпусе 1. Полость закрыти 24 также сообщаетс с полостью скважины. В корпусе 1 выполнены кольцева полость 25 и каналы 28 и 29, предназначенные соответственно дл смазывани узла трени между грундбуксой 5 и полым валом 7 и дренировани жидкости.The seal 16 is moved by means of a hydraulic actuator consisting of a piston 21, preloaded by a spring 22 and having an opening 23 and a cavity 24, connected to hydraulic control via channels 26 and 27 in the housing 1. The cavity 24 also communicates with the cavity of the well. In the housing 1 there is an annular cavity 25 and channels 28 and 29, respectively, for lubricating the friction unit between the backbone 5 and the hollow shaft 7 and draining the fluid.
Поршень 21 св зан с герметизатором 16 через полый шток 30 и упорный подшипникThe piston 21 is connected to the sealer 16 via a hollow rod 30 and a thrust bearing.
31.31.
Превентор работает следующим образом .The preventer works as follows.
До начала эксплуатации превентора с помощью черв чной передачи 3 регулируетс зазор между лабиринтной втулкой 2 и полым валом 7. который зависит от физических свойств скважинной средыPrior to the operation of the preventer, the gap between the labyrinth sleeve 2 and the hollow shaft 7 is adjusted using a worm gear 3, which depends on the physical properties of the borehole medium
Дл герметизации усть скважины при отсутствии под превентором давлени рабоча жидкость гидроуправлени под давлением поступает через канал 26 в полость закрыти 24. Поршень 21 под действием давлени и пружины 22 перемещаетс в нижнее положение, при этом осевое усилиеIn order to seal the wellhead in the absence of a pressure preventer under hydraulic pressure preventer, the working fluid under pressure passes through the channel 26 into the cavity 24. The piston 21 under the action of pressure and the spring 22 moves to the lower position, while the axial force
от поршн 21 через полый шток 30, ступицу 17 и лепестковые пружины 18, скольз щие по конусной расточке полого вала 7, передаетс на плашки 19, которые обжимают бурильную трубу.from the piston 21, through the hollow rod 30, the hub 17 and the leaf springs 18 sliding along the tapered bore of the hollow shaft 7, is transmitted to the dies 19, which press out the drill pipe.
Фиксатор 20 выдавливаетс из выточкиThe latch 20 is squeezed out of the recess
9 и замыкаетс с выточкой 10. Превентор закрыт.9 and closes with the recess 10. The preventer is closed.
При повышении давлени под превентором герметизаци усть происходит автоматически . Так как полость закрыти 24 трубопроводом (не показана) сообщаетс с полостью скважин, то при внезапном повышении давлени скважинна среда, поступив через канал 26 в полость закрыти 24.When the pressure rises under the preventer, the mouth is automatically sealed. Since the cavity 24 is closed by a pipeline (not shown) communicating with the cavity of the well, then with a sudden increase in pressure, the well environment enters through the channel 26 into the cavity 24.
будет действовать на поршень 21, стрем сь вместе с пружиной 22 переместить его внизwill act on the piston 21, moving together with the spring 22 to move it down
Одновременно скважинна среда будет действовать на нижний торец плашек 19, стрем сь подн ть их Однако, так как пло- щадь поршн 21 значительно больше, то он перемещаетс вниз и плашки 19 обжимают бурильную трубу и герметизируют скважинуAt the same time, the borehole environment will act on the lower end of the dies 19, trying to lift them. However, since the area of the piston 21 is much larger, it moves downwards and the dies 19 compress the drill pipe and seal the well.
Произвольна разгерметизаци исклю- чаетс взаимодействием фиксатора 20 с выточкой 10 и давлением скважинной среды на поршень 21.Arbitrary depressurization is eliminated by the interaction of the latch 20 with the undercut 10 and the pressure of the downhole medium on the piston 21.
Герметизаци усть скважины возможна как при нахождении бурильной колонны в статике, так и при ее вращении. В последнем случае вместе с колонной вращаютс радиально-упорный подшипник 8, полый вал 7, герметизатор 16, полый шток 30 и поршень 21.Sealing the wellhead is possible both when the drill string is static and when it rotates. In the latter case, the angular contact bearing 8, the hollow shaft 7, the sealer 16, the hollow rod 30 and the piston 21 rotate along with the column.
Проворачивание бурильной колонны при наличии под превентором давлени осуществл етс при закрытых плашках 19. Сила прижати плашек 19 к граненой штанге должна обеспечивать только необходи- мую степень герметизации, так как передача крут щего момента герметизатору 16 осуществл етс гран ми штанги. Сила прижати плашек к колонне круглого сечени должна обеспечивать не только герме- тизацию, но и необходимую величину трени скольжени между ними, достаточную дл передачи крут щего момента герметизатору 16.The turning of the drill string in the presence of pressure under the preventer is carried out with the dies 19 closed. Pressing the dies 19 against the faceted rod should provide only the required degree of sealing, since the torque transfer to the sealer 16 is carried out by the faces of the rod. The force of pressing the dies to the round column should provide not only the tightness, but also the necessary amount of sliding friction between them, sufficient to transfer the torque to the sealer 16.
До начала проворачивани бурильной колонны через канал 12 в полость 15 подаетс жидка или газообразна среда под давлением, равным или большим давлени скважинной среды, котора через выточку 14 попадает в выточку 13, откуда одна ее часть идет по зазору между лабиринтной втулкой 2 и полым валом 7, герметизиру его, и через канал 28 дренируетс дл повторного использовани , одновременно смазыва узел трени между грунд- буксой 5 и полым валом 2; втора часть - по зазору между лабиринтной втулкой 2 и полым валом поступает в кольцевую полость 25, а из нее через канал 29 дренируетс дл повторного использовани ; треть Before turning the drill string through, the channel 12 into the cavity 15 is supplied with a liquid or gaseous medium at a pressure equal to or greater than the pressure of the borehole medium, which through the recess 14 enters the recess 13, from where one part goes through the gap between the labyrinth bushing 2 and the hollow shaft 7 , sealing it, and through the channel 28 is drained for reuse, simultaneously lubricating the friction unit between the bow 5 and the hollow shaft 2; the second part, along the gap between the labyrinth sleeve 2 and the hollow shaft, enters the annular cavity 25, and from it through the channel 29 it is drained for reuse; third
часть поступает по каналу 11 дл смазывани плашек 19. Вращение колонны или штанги через плашки 19 передаетс полому валу 2, полому штоку 10, с которым вращаетс среднее кольцо подшипника 31, а поршень 21 остаетс невращающим. При проворачивании загерметизированной колонны вместе с ней вращаютс радиально- упорный подшипник 8. полый вал 7, герметизатор 16, упорный подшипник 31 и поршень 21.the part enters through channel 11 to lubricate the plates 19. The rotation of the column or rod through the plates 19 is transmitted to the hollow shaft 2, the hollow rod 10, with which the middle bearing ring 31 rotates and the piston 21 remains non-rotating. When turning the sealed column, the radial-thrust bearing 8 rotates with it. The hollow shaft 7, the sealer 16, the thrust bearing 31 and the piston 21.
Дл разгерметизации усть скважины рабоча жидкость гидроуправлени под давлением поступает через канал 27 в полость открыти 23. Поршень 21 под действием давлени перемещаетс в верхнее положение. Фиксатор 20 выдавливаетс из выточки 10 и замыкаетс с выточкой 9. Вместе с поршнем 21 герметизатор 16 перемещаетс вверх и в образовавшийс зазор между ним и полым валом 7 разжимаютс лепестковые пружины 18 и св занные с ними плашки 19. Превентор открыт. Произвольное движение герметизатора 16 вниз исключено взаимодействием фиксатора 20 с выточкой 9.To depressurize the wellhead, the working hydraulic fluid under pressure flows through the channel 27 into the opening cavity 23. The piston 21 is moved to the upper position by the action of pressure. The retainer 20 is squeezed out of the recess 10 and closes with the recess 9. Together with the piston 21, the sealer 16 moves upwards and the spring springs 18 and associated plates 19 are expanded in the resulting gap between it and the hollow shaft 7. The preventer is open. The arbitrary movement of the sealer 16 down is excluded by the interaction of the latch 20 with the recess 9.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884604638A SU1620606A1 (en) | 1988-11-11 | 1988-11-11 | Blowout preventer |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884604638A SU1620606A1 (en) | 1988-11-11 | 1988-11-11 | Blowout preventer |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1620606A1 true SU1620606A1 (en) | 1991-01-15 |
Family
ID=21409035
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884604638A SU1620606A1 (en) | 1988-11-11 | 1988-11-11 | Blowout preventer |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1620606A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN116517495A (en) * | 2023-06-30 | 2023-08-01 | 胜利油田长龙橡塑有限责任公司 | High-water-content wellhead sealing device |
-
1988
- 1988-11-11 SU SU884604638A patent/SU1620606A1/en active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN116517495A (en) * | 2023-06-30 | 2023-08-01 | 胜利油田长龙橡塑有限责任公司 | High-water-content wellhead sealing device |
CN116517495B (en) * | 2023-06-30 | 2023-08-22 | 胜利油田长龙橡塑有限责任公司 | High-water-content wellhead sealing device |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3587734A (en) | Adapter for converting a stationary blowout preventer to a rotary blowout preventer | |
US5662171A (en) | Rotating blowout preventer and method | |
US5224558A (en) | Down hole drilling tool control mechanism | |
US4448255A (en) | Rotary blowout preventer | |
US4693316A (en) | Round mandrel slip joint | |
NO763914L (en) | PRESSURE ABSORBING APPARATUS FOR DRILLING STRING. | |
US3729170A (en) | Rotary plug valve assembly | |
US5067874A (en) | Compressive seal and pressure control arrangements for downhole tools | |
CA1194411A (en) | Combined metal and elastomer seal | |
US4275795A (en) | Fluid pressure actuated by-pass and relief valve | |
NO170776B (en) | SAMPLING VALVE WITH TIME DELAY | |
EP0122917A1 (en) | Hydraulic drilling jar | |
US5411097A (en) | High pressure conversion for circulating/safety valve | |
US4602794A (en) | Annular blowout preventer with upper and lower spherical sealing surfaces and rigid translation element | |
US4436149A (en) | Hydraulic setting tool | |
US4372400A (en) | Apparatus for applying pressure to fluid seals | |
SU1620606A1 (en) | Blowout preventer | |
US4280524A (en) | Apparatus and method for closing a failed open fluid pressure actuated relief valve | |
US4476944A (en) | Method of providing a fluid seal in downhole drilling apparatus | |
US4408485A (en) | Rotary straddle tester apparatus with safety joint back-off clutch | |
US4291723A (en) | Fluid pressure actuated by-pass and relief valve | |
US2207199A (en) | Blowout preventer | |
RU191857U1 (en) | High reliability ring preventer | |
SU1189995A1 (en) | Rotary blowout preventer | |
SU1105609A1 (en) | String head |