×
13.12.2019
219.017.ecff

Результат интеллектуальной деятельности: Универсальная переходная катушка устьевой арматуры (варианты)

Вид РИД

Изобретение

№ охранного документа
0002708738
Дата охранного документа
11.12.2019
Аннотация: Изобретение относится к устьевой арматуре и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при ремонте скважин в процессе спуско-подъёмных операций колонны труб, в том числе при спуско-подъёмных операциях в паронагнетательной скважине как однорядной, так и двухрядной колонны труб. Предложена универсальная 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. По первому варианту на опорный фланец устьевой арматуры установлена универсальная переходная катушка устьевой арматуры, состоящая из направляющего патрубка, приваренного к верхнему фланцу, и ответного направляющего патрубка, приваренного к нижнему фланцу, в нижнем и верхнем фланцах выполнены уплотнительные канавки с уплотнительными металлическими прокладками, а направляющий патрубок оснащён наружной цилиндрической выборкой и конической поверхностью, сужающейся сверху вниз, причём на конической поверхности выполнена канавка, в которой размещено герметизирующее кольцо, а в наружной цилиндрической выборке направляющего патрубка установлена накидная гайка, а ответный направляющий патрубок оснащён сверху наружным цилиндрическим выступом с резьбой, а ниже – технологическими срезами. При этом ответный направляющий патрубок снабжён обратной конусной поверхностью, сужающейся сверху вниз, сопрягаемой с конической поверхностью направляющего патрубка при завороте накидной гайки в верхнюю резьбу ответного направляющего патрубка, с упором внутренней поверхности накидной гайки в нижний торец наружной цилиндрической выборки направляющего патрубка. Верхний фланец оснащён радиальным технологическим каналом и в исходном положении уплотнён пробкой. Верхний фланец прикреплен к превентору. Герметизирующее кольцо выполнено из термостойкой резины. По второму варианту универсальная переходная катушка устьевой арматуры устанавливается на крестовине-трубодержателя первого ряда труб, нижний фланец которого выполнен с вырезом под патрубок длинной колонны труб, а высота направляющего патрубка от нижнего торца нижнего фланца до нижнего торца верхнего фланца больше длины патрубка длинной колонны труб, закреплённой в крестовине-трубодержателя. Универсальная переходная катушка устьевой арматуры позволяет расширить эксплуатационные возможности устьевой арматуры, обеспечивая монтаж превентора на устьевой арматуре, как при проведении СПО в скважину с однорядной, так и с двухрядной колоннами труб. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к устьевой арматуре и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при ремонте скважин в процессе спуско-подъемных операций (СПО) колонны труб, в том числе при СПО в паронагнетательную скважину двухрядной колонны труб.

Известен фланец устьевой арматуры (патент на полезную модель RU №59124, МПК Е21В 33/03, опубл. 10.12.2006 в бюл. №34), включающий уплотнительную канавку на поверхности фланца, при этом фланец дополнительно снабжен направляющим патрубком, выполненным с возможностью входа в колонную головку, причем торцевая часть патрубка имеет вид усеченного конуса.

Недостатками известной конструкции являются:

- во-первых, невозможность крепления превентора на фланце устьевой арматуры без переходных катушек на различных типоразмерах опорных фланцев устьевых арматур скважин при проведении СПО, т.е. под каждый типоразмер опорного фланца необходимо использовать отдельный фланец устьевой арматуры;

- во-вторых, невозможность использования фланца устьевой арматуры при работе с превентором в процессе проведения спускоподъемных операций с двумя колоннами труб в скважине.

Известна переходная катушка для оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб (а. с.СССР №375369, МПК Е21В 33/03, опубл. 23.03.1973 в бюл. №16), включающая катушку с верхним и нижним фланцами, уплотнительные канавки с металлическими прокладками, крестовину-трубодержатель первого ряда труб, труб о держатель второго ряда труб с фланцами, сменный ниппель.

С целью осуществления возможности подвески всех возможных сочетаний труб без изгиба труб верхний фланец катушки размещен эксцентрично относительно оси катушки, а нижний фланец трубодержателя второго ряда труб - эксцентрично относительно оси тру бо держателя второго ряда труб.

Недостатками известной конструкции являются:

- во-первых, сложность спуско-подъемных операций, невозможность крепления превентора при использовании фланца устьевой арматуры на различных типоразмерах опорных фланцев устьевых арматур скважин при проведении СПО, т.е. под каждый типоразмер опорного фланца необходимо использовать отдельный фланец устьевой арматуры;

- во-вторых, невозможность установки превентора на крестовину труб о держателя устьевой арматуры в процессе проведения спуско подъемных операций с двумя колоннами труб в скважине;

- в-третьих, длительность монтажа превентора на двухрядной устьевой арматуре скважины. Это связано с тем, что фланец устьевой арматуры после проведения каждой СПО необходимо отворачивать и крепить вновь как с превентора, так и с устьевой арматуры.

Наиболее близким по технической сущности является арматура устьевая двухствольная (патент RU №2638062, МПК Е21В 33/047, опубл. 11.12.2017 в бюл. №35), содержащая крестовину-трубодержатель первого ряда насосно-компрессорных труб, выполненную в виде диска с двумя каналами, опорный фланец, уплотнительные канавки и металлические прокладки, труб о держатель второго ряда труб.

Крестовина-трубодержатель состоит из колонного патрубка с резьбой в нижней части, верхним фланцем с уплотнительной канавкой на поверхности фланца, верхний фланец приварен к верхней части направляющего патрубка, и по меньшей мере одним боковым отводом, приваренным в средней части колонного патрубка, крестовину-трубодержатель первого ряда насосно-компрессорных труб (НКТ), выполненную в виде диска с двумя каналами, один из которых выполнен с верхней и нижней резьбами, причем крестовина-трубодержатель герметично смонтирована на опорный фланец и уплотнена металлической прокладкой, при этом в крестовине-трубодержателе предусмотрен боковой отвод, трубодержатель второго ряда НКТ, выполненный в виде тройника с каналом, выполненным с верхней и нижней резьбами, причем трубодержатель герметично смонтирован на крестовину-трубодержатель и уплотнен металлической прокладкой, при этом в трубодержателе предусмотрен боковой отвод.

Недостатками известной конструкции являются:

- во-первых, сложность проведения спуско-подъемных операций из-за невозможности крепления превентора при использовании фланца устьевой арматуры на различных типоразмерах опорных фланцев устьевых арматур скважин, т.е. под каждый типоразмер опорного фланца необходимо использовать отдельный фланец устьевой арматуры;

во-вторых, невозможность установки превентора на крестовину-труб о держателя устьевой арматуры в процессе проведения спуско подъемных операций с двумя колоннами труб в скважине;

- в-третьих, длительность монтажа превентора на двухрядной устьевой арматуре скважины. Это связано с тем, что фланец устьевой арматуры после проведения каждой СПО необходимо отворачивать и крепить вновь как с превентора, так и с устьевой арматуры;

- в-четвертых, герметизирующие элементы не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С.

Техническими задачами изобретения являются расширение эксплуатационных возможностей оборудования, обеспечивающих возможность проведения спуско-подъемных операций в скважине как с однорядной, так и с двухрядной колоннами труб, монтировать превентор на устьевой арматуре, сократить время монтажа превентора при проведении СПО в скважине, а также исключить выброс пара при эксплуатации устройства на паронагнетательных скважинах.

Технические задачи решаются универсальной переходной катушкой устьевой арматуры, включающей крестовину-трубодержатель первого ряда насосно-компрессорных труб, выполненную в виде диска с двумя каналами, опорный фланец, уплотнительные канавки и металлические прокладки, трубодержатель второго ряда труб.

По первому варианту новым является то, что на опорный фланец устьевой арматуры установлена универсальная переходная катушка устьевой арматуры, состоящая из направляющего патрубка, приваренного к верхнему фланцу, и ответного направляющего патрубка, приваренного к нижнему фланцу, в нижнем и верхнем фланцах выполнены уплотнительные канавки с уплотнительными металлическими прокладками, а направляющий патрубок оснащен наружной цилиндрической выборкой и конической поверхностью, сужающейся сверху вниз, причем на конической поверхности выполнена канавка, в которой размещено герметизирующее кольцо, а в наружной цилиндрической выборке направляющего патрубка установлена накидная гайка, а ответный направляющий патрубок оснащен сверху наружным цилиндрическим выступом с резьбой, а ниже - технологическими срезами, при этом ответный направляющий патрубок снабжен обратной конусной поверхностью, сужающейся сверху вниз, сопрягаемой с конической поверхностью направляющего патрубка при завороте накидной гайки в верхнюю резьбу ответного направляющего патрубка, с упором внутренней поверхности накидной гайки в нижний торец наружной цилиндрической выборки направляющего патрубка, при этом верхний фланец оснащен радиальным технологическим каналом и в исходном положении уплотнен пробкой.

Также новым является то, что верхний фланец прикреплен к превентору.

Также новым является то, что герметизирующее кольцо выполнено из термостойкой резины.

По второму варианту новым является то, что на крестовине-трубодержателя первого ряда труб установлена универсальная переходная катушка устьевой арматуры, состоящая из направляющего патрубка, приваренного к верхнему фланцу, и ответного направляющего патрубка, приваренного к нижнему фланцу, в нижнем и верхнем фланцах выполнены уплотнительные канавки с уплотнительными металлическими прокладками, а направляющий патрубок оснащен наружной цилиндрической выборкой и конической поверхностью, сужающейся сверху вниз, причем на конической поверхности выполнена канавка, в которой размещено герметизирующее кольцо, а в наружной цилиндрической выборке направляющего патрубка установлена накидная гайка, а ответный направляющий патрубок оснащен сверху наружным цилиндрическим выступом с резьбой, а ниже - технологическими срезами, при этом ответный направляющий патрубок снабжен обратной конусной поверхностью сужающейся сверху вниз, сопрягаемой с конической поверхностью направляющего патрубка при завороте накидной гайки в верхнюю резьбу ответного направляющего патрубка, с упором внутренней поверхности накидной гайки в нижний торец наружной цилиндрической выборки направляющего патрубка, причем нижний фланец выполнен с вырезом под патрубок длинной колонны труб, а высота направляющего патрубка от нижнего торца нижнего фланца до нижнего торца верхнего фланца больше длины патрубка длинной колонны труб, закрепленной в крестовине-трубодержателя, при этом верхний фланец оснащен радиальным технологическим каналом и в исходном положении уплотнен пробкой.

Также новым является то, что верхний фланец прикреплен к превентору.

Также новым является то, что герметизирующее кольцо выполнено из термостойкой резины.

Также новым является то, что крестовина-трубодержатель герметично смонтирована на опорном фланце.

На фиг. 1 схематично изображена конструкция универсальной переходной катушки устьевой арматуры при спуске в скважину одной колонны труб.

На фиг. 2 изображено сечение А-А устройства.

На фиг. 3 схематично изображена конструкция универсальной переходной катушки устьевой арматуры при спуске в скважину второго ряда колонны труб.

На фиг. 4 изображен вид Б устройства.

Универсальная переходная катушка устьевой арматуры по первому варианту включает верхний фланец 1 с уплотнительной канавкой 2 на поверхности верхнего фланца 1, и жесткосоединенный с направляющим патрубком 3, установленным соосно опорному фланцу устьевой арматуры.

Направляющий патрубок 3 оснащен наружной цилиндрической выборкой 4 и конической поверхностью 5, сужающейся сверху вниз.

На конической поверхности 5 направляющего патрубка 3 выполнена канавка 6, в которой размещено герметизирующее кольцо 7.

Герметизирующее кольцо 7 выполняют из термостойкой резины с целью исключения выброса из скважины закачиваемого пара, при использовании катушки в паронагнетательных скважинах, где температура закачиваемого пара составляет 200-250°С. В качестве термостойкой резины применяют, например, силиконовую термостойкую резину или термостойкую губку ВРП-1, выпускаемую по ТУ 38.105.673-74 для уплотнений различного вида разъемных соединений, работающих в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.

В наружной цилиндрической выборке 4 направляющего патрубка 3 установлена накидная гайка 8 с диаметральным зазором s, например равным 4 мм.

Верхний фланец 1 жестко соединен с направляющим патрубком 3 после установки на наружную цилиндрическую выборку 4 направляющего патрубка 3 накидной гайки 8, например, с помощью сварочного соединения (на фиг. 1 показано условно). Верхний фланец 1 сверху прикреплен к нижнему фланцу устьевого скважинного оборудования, например, превентора (на фиг. 1 показано условно в виде тонкой линии над предлагаемым устройством) с помощью шпилек (на фиг. 1 показано условно в виде осевой линии). Верхний фланец 1 оснащен радиальным технологическим каналом 9 для стравливания газа и замера устьевого давления в процессе работ и в исходном положении уплотнен пробкой 10.

Устройство оснащено ответным направляющим патрубком 11, оснащенным сверху наружным цилиндрическим выступом 12 с резьбой 13, а ниже -технологическими срезами 14 (фиг. 2).

Ответный направляющий патрубок 11 (фиг. 1) снабжен обратной конусной поверхностью 15, сужающейся сверху вниз, сопрягаемой с конической поверхностью 5 направляющего патрубка 3 при завороте накидной гайки 8 в верхнюю резьбу 13 ответного направляющего патрубка 11 с упором внутренней поверхности накидной гайки 8 в нижний торец наружной цилиндрической выборки 4 направляющего патрубка.

Нижний фланец универсальной переходной катушки 16 (фиг. 1) с уплотнительной канавкой 17 на поверхности фланца жестко соединен с ответным направляющим патрубком 11. Нижний фланец 16 крепится на опорном фланце 18 (фиг. 1) устьевой арматуры с помощью шпилек (на фиг. 1 показано условно).

Универсальная переходная катушка устьевой арматуры по второму варианту включает верхний фланец 1 (фиг. 3) с уплотнительной канавкой 2 на поверхности верхнего фланца 1, и жестко соединенный (например, сваркой) с направляющим патрубком 3, установленным соосно крестовине-трубодержателя устьевой арматуры. Направляющий патрубок 3 оснащен наружной цилиндрической выборкой 4 и конической поверхностью 5, сужающейся сверху вниз.

На конической поверхности 5 направляющего патрубка 3 выполнена канавка 6, в которой размещено герметизирующее кольцо 7.

Герметизирующее кольцо 7 выполняют из термостойкой резины с целью исключения выброса из скважины закачиваемого пара при использовании катушки в паронагнетательных скважинах, где температура закачиваемого пара составляет 200-250°С. В качестве термостойкой резины применяют, например силиконовую термостойкую резину или термостойкую губку ВРП-1, выпускаемую по ТУ 38.105.673-74 для уплотнений различного вида разъемных соединений, работающих в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.

В наружной цилиндрической выборке 4 направляющего патрубка 3 установлена накидная гайка 8 с диаметральным зазором s, например равным 4 мм.

Верхний фланец 1 жестко соединен с направляющим патрубком 3, после установки на наружную цилиндрическую выборку 4 направляющего патрубка 3 накидной гайки 8, например с помощью сварочного соединения (на фиг. 3 показано условно). Верхний фланец 1 сверху прикреплен к нижнему фланцу устьевого скважинного оборудования, например превентора (на фиг. 3 показано условно в виде тонкой линии над предлагаемым устройством) с помощью шпилек (на фиг. 3 показано условно в виде осевой линии). Верхний фланец 1 оснащен радиальным технологическим каналом 9 для стравливания газа и замера устьевого давления в процессе работ и в исходном положении уплотнен пробкой 10.

Устройство оснащено ответным направляющим патрубком 11, оснащенным сверху наружным цилиндрическим выступом 12 с резьбой 13, а ниже -технологическими срезами 14 (фиг. 2).

Ответный направляющий патрубок 11 (фиг. 3) снабжен обратной конусной поверхностью 15, сужающейся сверху вниз, сопрягаемой с конической поверхностью 5 направляющего патрубка 3 при завороте накидной гайки 8 в верхнюю резьбу 13 ответного направляющего патрубка 11 с упором внутренней поверхности накидной гайки 8 в нижний торец наружной цилиндрической выборки 4 направляющего патрубка.

Нижний фланец 19 универсальной переходной катушки (фиг. 3) с уплотнительной канавкой 20 на поверхности фланца жестко соединен с ответным направляющим патрубком 11. Нижний фланец 19 крепится на крестовине-трубодержателя 21 (фиг. 3) устьевой арматуры с помощью шпилек (на фиг. 3 показано условно). Нижний фланец выполнен с вырезом сегмента 22 (фиг. 4) под патрубок 23 длинной колонны труб, а высота направляющего патрубка от нижнего торца нижнего фланца до нижнего торца верхнего фланца больше длины патрубка длинной колонны труб, закрепленной в крестовине-трубодержателя 21. Крестовина-трубодержатель 21 герметично смонтирована на опорном фланце.

При спуске в скважину однорядной колонны труб наружный диаметр D1 (фиг. 1) нижнего фланца 16 изготавливают под определенный диаметр опорного фланца 18 по ГОСТ 28919-91 в зависимости от диаметра опорного фланца 18 устьевой арматуры и может быть больше, меньше, а также равным наружному диаметру D2 верхнего фланца 1.

Например, наружный диаметр опорного фланца 18 устьевой арматуры составляет 445 мм, соответственно тогда диаметр D1 первого нижнего фланца 16 предлагаемой катушки будет составлять 445 мм, а наружный диаметр нижнего опорного фланца превентора составляет 380 мм, соответственно диаметр D2 верхнего фланца 1 предлагаемой катушки будет составлять 380 мм.

Металлические прокладки 24, 25, 26 обеспечивают герметичность соединения, исключают несанкционированные перетоки жидкости в процессе работы устройства.

При спуске в скважину двухрядной колонны труб наружный диаметр D3 (фиг. 3) нижнего фланца 19 больше диаметра D2 верхнего фланца 1, при этом диаметр D2 верхнего фланца 1 больше наружного диаметра D3 нижнего фланца 19. Т.е. соблюдается следующее условие: D1>D2>D3 (по ГОСТ 28919-91).

При проведении СПО в скважине с двумя рядами колонны труб, например, одна длинная колонна труб - колонна НКТ диаметром 89 мм, вторая короткая колонна труб - колонна НКТ диаметром 60 мм, то высота - Н (фиг. 3) от нижнего торца 27 нижнего фланца 19 до нижнего торца 28 верхнего фланца 1 должна быть больше длины - L патрубка 23 (от нижнего торца 27 нижнего фланца 19) длинной колонны труб до свободного верхнего конца, закрепленной в крестовине-трубодержателя 21 на величину - а.

Универсальная переходная катушка устьевой арматуры для проведения СПО однорядной колонны труб в скважину, например колонны НКТ диаметром 73 мм, работает следующим образом.

Сначала в уплотнительную канавку 2 верхнего фланца 1 устанавливают металлическую прокладку 24 и совмещают уплотнительную канавку нижнего фланца превентора с металлической прокладкой 24, после чего посредством шпилек жестко крепят верхний фланец 1 с направляющим патрубком 3 к нижнему фланцу превентора.

Для этого сначала в канавку на конической поверхности размещают герметизирующее кольцо, вворачивают накидную гайку 8 направляющего патрубка 3 в верхнюю резьбу 13 ответного направляющего патрубка 11 и доворачивают накидную гайку 8 до упора внутренней поверхности накидной гайки 8 в нижний торец наружной цилиндрической выборки 4 направляющего патрубка 3 механическим инструментом (цепным ключом), застопорив при этом ответный направляющий патрубок 11 механическим ключом на технологические срезы 14 ответного направляющего патрубка 11.

В уплотнительную канавку опорного фланца 18 (на фиг. 1 показано условно) устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 25. Затем совмещают уплотнительную канавку 17 нижнего фланца 16 с металлической прокладкой 25, затем жестко посредством шпилек крепят нижний фланец 16 к опорному фланцу 18 устьевой арматуры.

В предлагаемом устройстве нижний фланец 16 имеет переменный наружный диаметр D1, т.е. изготавливают под определенный диаметр опорного фланца 18 по ГОСТ 28919-91 в зависимости от типа устьевой арматуры и может быть больше, равен, а также меньше наружного диаметра D2 верхнего фланца 1. Например, нижний фланец 16 имеет наружный диаметр D1=300 мм.

Верхний фланец 1 имеет диаметр D2, равный 395 мм и стандартизирован для соединения с нижними фланцами, выпускаемого ряда превенторов: ППШР 2ФТ, ПП-160 и т.д. Поэтому в данном случае D1<D2.

Устройство готово к проведению спуска однорядной колонны НКТ диаметром 73 мм в скважину.

Универсальная переходная катушка устьевой арматуры позволяет производить крепление превентора при использовании фланца устьевой арматуры на различных типоразмерах опорных фланцев устьевых арматур скважин при проведении СПО, т.е. под каждый типоразмер опорного фланца нет необходимости необходимо использовать отдельную катушку.

Универсальная переходная катушка устьевой арматуры для проведения СПО двухрядной колонны труб в скважину, например, длинной колонны НКТ диаметром 89 мм и короткой колонны НКТ диаметром 60 мм, работает следующим образом.

Сначала в уплотнительную канавку 2 (фиг. 3) верхнего фланца 1 размещают металлическую прокладку 24. Устанавливают на верхний фланец 1 с направляющим патрубком 3 устьевое скважинное оборудование, например нижний фланец превентора (на фиг. 3 показано условно). Затем совмещают уплотнительную канавку нижнего фланца превентора с металлической прокладкой 24 (фиг. 3), после чего жестко посредством шпилек крепят верхний фланец 1 с направляющим патрубком 3 к нижнему фланцу превентора.

Затем в уплотнительную канавку 17 опорного фланца 18 устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 25. Устанавливают на опорный фланец 18 нижний фланец 16 с ответным направляющим патрубком 11, затем совмещают уплотнительную канавку 17 нижнего фланца 16 с металлической прокладкой 25 и жестко посредством шпилек крепят нижний фланец 16 с ответным направляющим патрубком 11 к опорному фланцу 18 устьевой арматуры.

Затем соединяют направляющий патрубок 3 с ответным направляющим патрубком 11. Для этого вворачивают накидную гайку 8 направляющего патрубка 3 в резьбу 13 наружного цилиндрического выступа 12 ответного направляющего патрубка 11 и доворачивают накидную гайку 8 до упора внутренней поверхности накидной гайки 8 в нижний торец наружной цилиндрической выборки 4 направляющего патрубка 3 механическим инструментом (цепным ключом), застопорив при этом ответный направляющий патрубок 11 механическим ключом на технологические срезы 14 ответного направляющего патрубка 11, при этом уплотнительное кольцо 7 обеспечивает герметичность соединения.

Верхний фланец 1 имеет постоянный диаметр D2, равный 395 мм, и стандартизирован для соединения с нижними фланцами выпускаемого ряда превенторов: ППШР-2ФТ, ПП-160 и т.д.

Опорный фланец 18 изготавливается по ГОСТ 28919-91 в зависимости от типа устьевой арматуры, например, выполняют его наружным диаметром D1, равным 445 мм. Таким образом (D1>D2).

В предлагаемом устройстве нижний фланец 16 имеет наружный диаметр D1, равный 445 мм, больший чем D2=395 мм, так как в скважину спускается двухрядная колонна труб, поэтому такая устьевая арматура имеет большие габаритные размеры в сравнении с однорядной устьевой арматурой, в связи с этим имеет и больший наружный диаметр D1 опорного фланца 18.

Устройство готово к проведению спуска первой длинной колонны НКТ диаметром 89 мм.

После окончания спуска в скважину длинной колонны НКТ диаметром 89 мм крепят посредством шпилек на опорный фланец 18 устьевой арматуры крестовину-труб о держателя 21 (фиг. 3), после чего вворачивают патрубок 23 (фиг. 3-4) длинной колонны труб НКТ 89 мм в крестовину-трубодержателя 21. Например, патрубок 23 длинной колонны труб НКТ 89 мм в крестовину-трубодержателя 21 имеет длину L, равную 600 мм.

Тогда примем высоту Н (фиг. 1 и 3) направляющего патрубка 3 от нижнего торца 27 нижнего фланца 19 до нижнего торца 28 верхнего фланца 1 равной 750 мм, т.е. большей длины L патрубка 21 длинной колонны труб, равной 600 мм, закрепленной в крестовине-трубодержателя 21 на величину а=150 мм (750 мм-600 мм).

Высоту ответного направляющего патрубка 11 подбирают заранее перед изготовлением устройства в зависимости от длины - 1 патрубка 23 длинной колонны труб.

Устройство готовят к спуску короткой колонны НКТ 60 мм.

Для этого отворачивают накидную гайку 8 направляющего патрубка 3 с резьбы 13 наружного цилиндрического выступа 12 ответного направляющего патрубка 11 механическим инструментом (цепным ключом), застопорив при этом ответный направляющий патрубок 11 механическим ключом на технологические срезы 14 ответного направляющего патрубка 11.

В уплотнительную канавку 20 крестовины-трубодержателя 21 устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 26. Устанавливают на крестовину-трубодержателя 21 нижний фланец 19 с ответным направляющим патрубком 11.

Затем совмещают уплотнительную канавку 20 нижнего фланца 19 с металлической прокладкой 26 и жестко посредством шпилек крепят нижний фланец 19 с ответным направляющим патрубком 11 в крестовину-трубодержателя 21 устьевой арматуры.

Устройство готово к проведению спуска второй короткой колонны НКТ диаметром 60 мм. После окончания спуска в скважину второго ряда труб (короткой колонны НКТ диаметром 60 мм) на крестовине трубо держателе 21 монтируют трубодержатель второго ряда труб (на фиг. 1-5 не показано).

Подъем обеих колонн НКТ диаметрами 60 и 89 мм производят в обратной последовательности.

Универсальная переходная катушка устьевой арматуры позволяет в процессе проведения спускоподъемных операций с двумя рядами колонны труб в скважине устанавливать превентор последовательно, сначала при спуске длинной колонны труб - на опорный фланец устьевой арматуры, а затем при спуске короткой колонны труб -на крестовину трубо держателя устьевой арматуры.

Универсальная переходная катушка устьевой арматуры позволяет кратно сократить продолжительность монтажа превентора на двухрядной устьевой арматуре скважины, так как верхний фланец устьевой арматуры постоянно закреплен к превентору, поэтому нет необходимости отворачивать и крепить его вновь, поэтому время затрачивается только на последовательный монтаж нижних фланцев и соединение накидной гайки при проведении СПО.

Конструкция переходной катушки устьевой арматуры является универсальной, так как расширяет эксплуатационные возможности устьевой арматуры, позволяет производить СПО колонн труб в скважины, оснащенные как с двухрядной колонной труб, так и с однорядной колонной труб.

Универсальная переходная катушка устьевой арматуры позволяет:

- проводить спуско-подъемные операции в скважину с двухрядной колонной труб;

- монтировать превентор на устьевой арматуре как при проведении СПО в скважине с однорядной, так и с двухрядной колоннами труб;

- сократить время монтажа превентора при проведении СПО в скважине с двухрядной устьевой арматурой;

- обеспечить герметичность устройства при температуре до плюс 300°С при его эксплуатации на паронагнетательных скважинах.


Универсальная переходная катушка устьевой арматуры (варианты)
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры (варианты)
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры (варианты)
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры (варианты)
Универсальная переходная катушка устьевой арматуры (варианты)
Источник поступления информации: Роспатент

Showing 41-50 of 170 items.
17.02.2020
№220.018.0300

Способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола с горизонтальным окончанием

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения разрушения и обвала стенок скважины при бурении интервалов с неустойчивыми породами. Способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола c горизонтальным окончанием, включающий...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714397
Дата охранного документа: 14.02.2020
20.02.2020
№220.018.03ef

Способ установки расширяемой колонны с резьбовыми соединениями

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам строительства скважин при бурении интервалов с зонами осложнения. Способ включает спуск расширяемой колонны с дорном и развальцевателем в скважину на бурильном инструменте, ориентацию расширяемой колонны на интервал...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714542
Дата охранного документа: 18.02.2020
23.02.2020
№220.018.04bf

Система поддержания пластового давления

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к системе поддержания пластового давления. Техническим результатом является повышение надежности и упрощение системы. Система включает кустовую насосную станцию с насосом высокого давления с выкидным водоводом, сообщенным...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714898
Дата охранного документа: 20.02.2020
23.02.2020
№220.018.04f3

Устройство для испытания образцов горной породы на сжатие

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения прочностных показателей горных пород, в частности на сжатие. Устройство содержит корпус, установленные в корпусе соосно нагрузочный плунжер c возможностью перемещения в направляющих корпуса, шарнирный элемент и пуансон,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714860
Дата охранного документа: 19.02.2020
23.02.2020
№220.018.055e

Способ очистки скважины от песчаной пробки и гидромониторная насадка для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к очистке и промывке скважины от песчаной пробки. Способ включает спуск в скважину на колонне промывочных труб корпуса с гидромониторным каналом и торцовым режущим инструментом до кровли песчаной пробки, нагнетание в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002715003
Дата охранного документа: 21.02.2020
23.02.2020
№220.018.05ae

Вертикальный отстойник для водонефтяной смеси

Предложение относится к устройствам для разделения углеводородных эмульсий типа «вода-нефть-газ». Вертикальный отстойник включает цилиндрический вертикальный корпус с датчиками уровней нефти и границы раздела фаз нефть-вода, коаксиально установленную обечайку, патрубок ввода водонефтяной смеси,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714645
Дата охранного документа: 18.02.2020
23.02.2020
№220.018.05be

Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 8,0-15,0 мас.% силиката натрия и 85-92 мас.% пресной воды....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714753
Дата охранного документа: 20.02.2020
27.02.2020
№220.018.0644

Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжёлой нефти и природного битума. Техническим результатом является повышение эффективности работы системы, а также экологичность, простота процесса и расширение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002715109
Дата охранного документа: 25.02.2020
27.02.2020
№220.018.064e

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину. Способ включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002715111
Дата охранного документа: 25.02.2020
27.02.2020
№220.018.0655

Способ гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) с использованием расклинивающего наполнителя в скважинах со слабосцементированной призабойной зоной при наличии близлежащих обводнённых...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002715115
Дата охранного документа: 25.02.2020
Showing 41-50 of 290 items.
20.03.2014
№216.012.ac89

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002509884
Дата охранного документа: 20.03.2014
20.03.2014
№216.012.ac8a

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002509885
Дата охранного документа: 20.03.2014
20.03.2014
№216.012.ac8c

Устройство для исследования открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к геофизическим исследованиям открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин. Техническим результатом является проведение селективных геофизических исследований в открытых стволах многозабойной горизонтальной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002509887
Дата охранного документа: 20.03.2014
27.03.2014
№216.012.aec1

Способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению герметичности обсадных колонн скважин. На устье скважины производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу-вверх: универсальное вырезающее устройство УВУ, колонна утяжеленных бурильных труб,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002510452
Дата охранного документа: 27.03.2014
20.04.2014
№216.012.ba1e

Способ герметизации эксплуатационной колонны

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте двух пакеров, соединенных между собой трубой, в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002513374
Дата охранного документа: 20.04.2014
20.04.2014
№216.012.bb8f

Устройство для исследования открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к геофизическим исследованиям открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности работы устройства в открытых стволах многозабойных скважин....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002513743
Дата охранного документа: 20.04.2014
20.04.2014
№216.012.bbb8

Узел скважинного фильтра и способ его изготовления и сборки

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для скважинных фильтров в добывающих и нагнетательных горизонтальных скважинах. Устройство содержит пустотелый корпус, установленный в базовый элемент скважинного фильтра, и донышко, выполненное из магния и соединенное с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002513784
Дата охранного документа: 20.04.2014
20.04.2014
№216.012.bbc1

Способ герметизации эксплуатационной колонны

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002513793
Дата охранного документа: 20.04.2014
20.04.2014
№216.012.bc69

Способ исследования многозабойной горизонтальной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин. Предложен способ исследования многозабойной горизонтальной скважины, содержащий этапы, на которых осуществляют спуск в скважину глубинного прибора, проведение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002513961
Дата охранного документа: 20.04.2014
27.04.2014
№216.012.bc8e

Устройство для определения интервалов водопритока и их изоляции в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для изоляции водопритоков в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин. Устройство содержит спускаемую в скважину колонну пустотелых герметичных труб и геофизический прибор для проведения геофизических...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002514009
Дата охранного документа: 27.04.2014
+ добавить свой РИД