SU977702A1

SU977702A1 - Well head packing

Info

Publication number: SU977702A1
Application number: SU813278550A
Authority: SU
Inventors: Авис Самигуллинович Латыпов
Original assignee: Казахский политехнический институт им.В.И.Ленина
Priority date: 1981-04-13
Filing date: 1981-04-13
Publication date: 1982-11-30

Description

Изобретение относитс к устьевому оборудованию нефт ных и газовых скважин .The invention relates to wellhead equipment for oil and gas wells.

Известен сальник, включак ций корпус , уплотнительные элементы и патрубки дл ввода и вывода жидкости Known gland, inclusions housing, sealing elements and nozzles for the input and output of fluid

Недостатком такого сальника вл етс то, что он закрепл етс на верхнем конце ведующей трубы и при незначительном износе уплотнительного элемента промывочна жидкость обливает буровой агрегат и вахту.The disadvantage of this gland is that it is attached to the upper end of the leading pipe and, with a slight wear of the sealing element, the washing liquid pours over the drilling unit and the watch.

известен также устьевой сальник, включающий головку с каналом, верхний и нижний уплотнители, св занный с колонной труб шток и корпус, имеющий каналы дл св зи с напорной магистралью насоса и колонной труб 2.A wellhead seal is also known, which includes a head with a channel, upper and lower seals, a rod connected to the column pipe and a housing having channels for communication with the pump discharge line and the column pipe 2.

Устройство обладает малой эксплуатационной надежностью, так как верхний уплотнитель закреплен на верхнем конце корпуса неподвижно. Поэтому сквозь него проходит в процессе бурени ведуща труба, поверхность которой деформирована (вкладышем ротора или. зубками плашки зажимного патрона ) , в результате чего уплотн к ций материал быстро разрушаетс .The device has a low operational reliability, since the upper seal is fixed on the upper end of the housing stationary. Therefore, a leading pipe passes through it during drilling, the surface of which is deformed (with a rotor liner or teeth of the die chuck), as a result of which the material quickly collapses.

Цель изобретени - повышение эксплуатационной надежности при установке верхнего уплотнител на штоке . ..,The purpose of the invention is to improve the operational reliability when installing the top seal on the rod. ..,

Поставленна цель достигаетс тем, что в устьевом сальнике, включающем головку с каналом, верхний и нижний уплотнители, св занный с колонной труб шток и корпус, имеющий каналы дл св зи с напорной.магистралью насоса и колонной труб, каналы корпуса The goal is achieved by the fact that in the wellhead gland, including a head with a channel, upper and lower seals, a rod connected to a column pipe and a body having channels for communication with a pressure line of the pump and a column pipe, the body channels

10 выполнены продольными с длиной не менее длины хода уплотнителей.10 are made longitudinal with a length of at least the stroke length of the seals.

На чертеже показан устьевой сальник .The drawing shows a wellhead epiploon.

сальник включает головку 1 с ка15 налом 2 дл водораспределени . В головке размещен корпус 3 с продольными каналами 4, верхними 5 и нижними б радиальными каналами.The gland includes a head 1 with a shaft 2 for water distribution. In the head there is a housing 3 with longitudinal channels 4, upper 5 and lower b radial channels.

Внутри корпуса 3 располагаетс Inside the housing 3 is located

20 уплотнительное.. устройство, состо щее из штока 7, на концах которого размещены уплотнители нижний 8 и верхний 9 . Между наружной поверхностью , штока 7 . и внутренней поверх25 ностью корпуса 3 имеетс межтрубна полость 10. Шток 7 имеет перфорационные каналы 11 и соединен с колонной труб 12. Корпус 3 npHyctbeBoro сальника опускаетс внутрь обсадной ко30 лонны 13.20 sealing device consisting of a rod 7, at the ends of which are placed the bottom seals 8 and the top 9. Between the outer surface, the rod 7. and the inner surface of the casing 3 has an annular cavity 10. The rod 7 has perforations 11 and is connected to the casing 12. The gland 3 of the packing box npHyctbeBoro is lowered inside the casing casing 13.

Предлагаемый приустьевой сальник используетс следующимОбразом.The proposed near-mouth epiploon is used as follows.

Предварительно забуриваетс сква- жива глубиной , равной длине корпуса : 3, с использованием са 1ьника обычной конструкции или приустьевого сальни- 5 ка с укороченным корпусом. При необходимости -ЭТОТ интервал скважины закрепл етс колонной обсадньох труб 13, внутрь которой ойускаётс кор:пус 3, удерживаемый на головке 1, 10 укрепл емой на полу буровой вышки соосно с рабочей трубой 12. Концентрична полость 2 головки соедин етс и напорной магистралью насоса. По , мере спуска инструмента ни последнюю ,15 . бурильную трубу колонны навинчиваетс шток 7 с уплотнител ми 8 и 9 в сборе на который сверху, в свою очередь, навинчиваетс труба 12. Таким образом,; сальник 50ТОВ к эк сплуатации. 20A well is preliminarily drilled with a depth equal to the length of the hull: 3, using the usual design or a mouth gland with a shortened hull. If necessary, this well interval is fixed by a string of obsadnokh tubes 13, inside of which the core: pus 3 is retracted, held at the head 1, 10 of the rig mounted on the floor coaxially with the working tube 12. The concentric cavity 2 of the head is connected to the pump discharge line. By as far as the descent of the instrument is last, 15 the drill pipe of the column is screwed on the rod 7 with seals 8 and 9 assembled on which the pipe 12 in turn is screwed on top. Thus, gland 50TOV to operation. 20

При. этом нижний уплотнитель 8. должен спуститьс (ниже каналов б, а верхний уплотнитель 9 должен войти в суженную часть корпуса 3. Продольные каналы .корпуса имеют длину не 25 менее длины хода уплотнителей.At. In this case, the lower seal 8. must descend (below the channels b, and the upper seal 9 must enter the constricted part of the housing 3. The longitudinal channels of the housing have a length not less than 25 times the stroke length of the seals.

Промывочна жидкость, поступающа от насоса в концентричную полость 2 .далее по каналам 5, продольным каналам 4 и нижним канаЛам б, поступаетJQ в межтрубную полость, образованную внутренними стенками корпуса 3, уплотнител ми 8 и 9, а также наружной поверхностью штока 7. Затем жидкость по каналам И штока 7 поступает, во.. , внутреннюю Полость буровой колонны, откуда - на забой скважины и в затрубное пространство. Обратный поток жидкости возвращаетс по пространству между обсзадной колонной 13 и наружной поверхностью корпуса 3 при- устьевого сальника.The flushing fluid from the pump enters the concentric cavity 2. Next, through channels 5, longitudinal channels 4 and lower channels, BJ enters the annular cavity formed by the inner walls of the housing 3, seals 8 and 9, and the outer surface of the rod 7. Then the liquid channels And rod 7 enters, in., the internal cavity of the drill string, from where - to the bottom of the well and into the annulus. The return flow of fluid returns in the space between the casing 13 and the outer surface of the housing 3 of the mouth seal.

По мере углублени скважины уплотнители 8 и 9 свободно скольз т по внутренней поверхности корпуса 3, а посадочные участки штока 7 вращаютс 45 относительно уплбтнительного матери . ала, так как контактна поверхность уплотнителей со штоком значительно меньша , чем такова с внутренней поверхностью корпуса 3. Кроме этого, 50 посадочна поверхность штока может более высокую чистоту обработки .As the hole deepens, the seals 8 and 9 freely slide along the inner surface of the housing 3, and the seating sections of the rod 7 rotate 45 relative to the elastic mother. This is due to the fact that the contact surface of the seals with the stem is much smaller than that with the inner surface of the housing 3. In addition, the 50 landing surface of the stem can have a higher processing purity.

Работоспособность сальника.сохран етс при проходке интервала, не более хода -верхнего уплотнител 9 до соединительных каналов б. Длина корпуса 3 должна быть не менее длины хода верхнего уплотнител . Оптимальным ходом можно считать длину рабочей части ведущей трубы.The efficiency of the gland. Saved when the interval spans, not more than the stroke of the upper seal 9 to the connecting channels b. The length of body 3 must not be less than the length of the stroke of the upper seal. The optimal course can be considered the length of the working part of the lead pipe.

По мере проходки на величину хода рабочей трубы бурильна колонна приподнимаетс над устьем скважины на длину штока с уплотнител ми приустьевого сальника, который затем отвинчиваетс , а бурильна колонна дополн етс трубой, равной величине П15окодки, и процесс повтор етс .As it penetrates the stroke of the working tube, the drill string rises above the wellhead for a length of a rod with seals of the mouth gland, which is then unscrewed, and the drill string is supplemented with a pipe equal to the value of the P15, and the process repeats.

При подъеме инструмента без использовани каких-либо дополнительных устройств может производитьс заливка скважины промывочной жидкостью через каналы корпуса 3 тем же рабочим насосом.When lifting the tool without using any additional devices, the well may be filled with flushing fluid through the channels of the housing 3 with the same working pump.

Использование предлагаемого приустьевого сальника позвол ет повысить эксплуатационную надежность за счет увеличени срока службы верхнего уплотнител сальника ввиду существенного изменени условий его работы. Наиболее нагруженна уплотн юща поверхность верхнего уплотни ,тел контактирует с поверхностью с более качественной обработкой рабоче поверхности.The use of the proposed wellhead oil seal makes it possible to increase the operational reliability by increasing the service life of the upper seal of the gland due to a significant change in its working conditions. The most loaded sealing surface of the upper seal, the bodies in contact with the surface with a better processing of the working surface.

Claims

1. Lavrushko PN Underground well repair. M., 1968, p. 113.2. USSR author's certificate number 134233, cl. Е 21 В 21/00, 1960.