26.05.2023
223.018.7063

Переходная катушка устьевой арматуры для превентора с двумя рядами плашек (варианты)

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
№ охранного документа
0002796145
Дата охранного документа
17.05.2023
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к устьевой арматуре и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при ремонте скважин в процессе последовательного проведения спуско-подъемных операций (СПО) с двумя колоннами труб в одной скважине. Переходная катушка устьевой арматуры для превентора с двумя рядами плашек состоит из нижнего фланца, выполненного неразъёмным с направляющим патрубком, и верхнего фланца, выполненного неразъёмным с ответным патрубком, в нижнем и верхнем фланцах нарезаны уплотнительные канавки для уплотнительных металлических прокладок. Устьевая арматура включает крестовину-трубодержатель первого ряда насосно-компрессорных труб (НКТ), выполненную в виде диска с двумя каналами, опорный фланец, уплотнительные канавки и металлические прокладки, трубодержатель второго ряда труб, при этом первым рядом НКТ является колонна НКТ, которая длиннее колонны НКТ, являющейся вторым рядом труб. Переходная катушка является регулируемой по высоте и установлена на крестовине-трубодержателе первого ряда труб. Направляющий патрубок нижнего фланца оснащён выступами в форме трапеции, расположенными на наружной поверхности патрубка в одной плоскости, перпендикулярной оси патрубка, а на внутренней цилиндрической поверхности ответного патрубка верхнего фланца выполнены ответные и радиальные пазы для выступов на направляющем патрубке нижнего фланца, ответные пазы выполнены вдоль оси на внутренней поверхности ответного патрубка, обеспечивающие позиционирование верхнего фланца относительно нижнего фланца, а радиальные пазы выполнены в радиальном направлении и размещены в одной плоскости, перпендикулярной оси патрубка, на внутренней поверхности в несколько рядов, обеспечивающие фиксацию и регулирование длины катушки. В радиальном пазу ответного патрубка выполнено резьбовое отверстие, обеспечивающее фиксацию длины катушки за счет блокировки выступа на направляющем патрубке нижнего фланца стопорным винтом, винт установлен снаружи ответного патрубка. На внутренней поверхности ответного патрубка нижнего фланца выше радиальных пазов выполнена канавка, в канавке размещено уплотнение, обеспечивающее герметичность патрубков катушки. Нижний фланец катушки выполнен с вырезом под патрубок длинной колонны НКТ, а высота катушки регулируется в зависимости от патрубка длинной колонны НКТ, закрепленной в крестовине-трубодержателе. Расширяются эксплуатационные возможности переходной катушки устьевой арматуры, обеспечивающей регулировку высоты установки превентора на устьевой арматуре при проведении последовательных СПО в скважине с двухрядной колонной труб, а также сокращается время монтажа превентора при проведении СПО в скважине и снижаются трудозатраты при монтаже превентора на устьевую арматуру. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 7 ил.
Реферат Свернуть Развернуть

Изобретение относится к устьевой арматуре и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при ремонте скважин в процессе последовательного проведения спуско-подъёмных операций (СПО) с двумя колоннами труб в одной скважине.

Наиболее близким по технической сущности является арматура устьевая двухствольная (патент RU № 2638062, МПК Е21В 33/047, опубл. 11.12.2017), содержащая 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.

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 СПО 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- трубодержателя устьевой арматуры в процессе проведения СПО 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.

Также известна переходная катушка устьевой арматуры (патент RU № 2708739, МПК Е21В 33/047, опубл. 11.12.2019), 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.

Дополнительно установлена переходная катушка устьевой арматуры, состоящая из направляющего патрубка с жестко соединенным верхним фланцем, при этом с целью крепления нижнего фланца устьевого скважинного оборудования, имеющего различные межцентровые диаметры отверстий, верхний фланец катушки оснащен отверстиями с двумя межцентровыми диаметрами, причём количество отверстий, выполненных в верхнем фланце катушки и нижем фланце превентора, равно между собой, при этом в нижней части направляющего патрубка выполнено два наружных кольцевых выступа с углом 180° относительно друг друга, а в нижнем фланце выполнена внутренняя цилиндрическая проточка, имеющая возможность взаимодействия с кольцевыми выступами направляющего патрубка, причём над внутренней цилиндрической проточкой каждого нижнего фланца выполнен фигурный паз в виде чередующихся двух открытых и закрытых участков, обеспечивающий соединение и фиксацию нижних фланцев с направляющим патрубком стопорным винтом, причем наружный диаметр нижнего фланца больше или меньше наружного диаметра верхнего фланца, при этом нижний фланец переходной катушки устьевой арматуры с меньшим диаметром выполнен с возможностью установки на крестовине-трубодержателе первого ряда труб и с вырезом под патрубок длинной колонны труб, причем высота направляющего патрубка от нижнего торца нижнего фланца до нижнего торца верхнего фланца больше длины патрубка длинной колонны труб, закреплённой в крестовине-трубодержателе, при этом верхний фланец оснащён радиальным технологическим каналом и в исходном положении уплотнён пробкой, в верхнем и нижних фланцах выполнены уплотнительные канавки с уплотнительными металлическими прокладками.

Недостатками известной конструкции являются:

- во-первых, ограниченные эксплуатационные возможности переходной катушки устьевой арматуры, поскольку она не обеспечивает регулировку высоты установки превентора на устьевой арматуре при проведения последовательных СПО в скважине с двухрядной колонной труб;

- во-вторых, длительность монтажа превентора на двухрядной устьевой арматуре скважины. Это связано с тем, что нижний фланец катушки перед и после проведения каждой СПО необходимо заменять под типоразмер опорного фланца или трубодержателя, т.е. необходимо демонтировать катушку с превентором с устьевой арматуры, отвернуть нижний фланец катушки, завернуть другой нижний фланец под типоразмер трубодержателя или опорного фланца устьевой арматуры и закрепить катушку с превентором на устьевой арматуре;

- в-третьих, при проведении последовательных СПО с двумя колоннами труб использование одноплашечного превентора (с одним рядом плашек) приводит к дополнительным трудозатратам по замене плашек на другой типоразмер перед установкой превентора на устьевую арматуру. Например, после спуска первой колонны НКТ диаметром 60 мм, необходимо спустить вторую колонну НКТ диаметром 48 мм. Для этого на устье скважины необходимо разобрать превентор и заменить плашки под герметизируемый типоразмер колонны, т.е. под НКТ диаметром 48 мм, что вызывает дополнительные трудозатраты.

Наиболее близкой по технической сущности является универсальная переходная катушка устьевой арматуры, состоящая из нижнего фланца, выполненного неразъёмным с направляющим патрубком, и верхнего фланца, выполненного неразъёмным с ответным патрубком, в нижнем и верхнем фланцах нарезаны уплотнительные канавки для уплотнительных металлических прокладок, 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 (патент RU № 2708738, МПК Е21В 33/047, опубл. 11.12.2019).

На опорный фланец устьевой арматуры установлена универсальная переходная катушка устьевой арматуры. 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 – технологическим срезом, 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, при этом верхний фланец оснащён радиальным технологическим каналом и в исходном положении уплотнён пробкой. Верхний фланец катушки прикреплен к превентору.

Недостатками известной конструкции являются:

- во-первых, ограниченные эксплуатационные возможности переходной катушки устьевой арматуры, поскольку она не обеспечивает регулировку высоты установки превентора на устьевой арматуре при проведении последовательных СПО в скважине с двухрядной колонной труб;

- во-вторых, длительность монтажа превентора на двухрядной устьевой арматуре скважины. Это связано с тем, что нижний фланец катушки перед и после проведения каждой СПО необходимо заменять под типоразмер опорного фланца или трубодержателя, т.е. необходимо демонтировать катушку с превентором с устьевой арматуры, отвернуть нижний фланец катушки, завернуть другой нижний фланец под типоразмер трубодержателя или опорного фланца устьевой арматуры и закрепить катушку с превентором на устьевой арматуре;

- в-третьих, при проведении последовательных СПО с двумя колоннами труб использование одноплашечного превентора (с одним рядом плашек) приводит к дополнительным трудозатратам по замене плашек на другой типоразмер перед установкой превентора на устьевую арматуру. Например, после спуска первой колонны НКТ диаметром 60 мм, необходимо спустить вторую колонну НКТ диаметром 48 мм. Для этого на устье скважины необходимо разобрать превентор и заменить плашки под герметизируемый типоразмер колонны, т.е. под НКТ диаметром 48 мм, что вызывает дополнительные трудозатраты.

Техническими результатами изобретения являются расширение эксплуатационной возможности переходной катушки устьевой арматуры, обеспечивающей регулировку высоты установки превентора на устьевой арматуре при проведении последовательных СПО в скважине с двухрядной колонной труб, а также сокращение времени монтажа превентора при проведении СПО в скважине и снижение трудозатрат при монтаже превентора на устьевую арматуру.

Технические результаты достигаются переходной катушкой устьевой арматуры для превентора с двумя рядами плашек, состоящей из нижнего фланца, выполненного неразъёмным с направляющим патрубком, и верхнего фланца, выполненного неразъёмным с ответным патрубком, в нижнем и верхнем фланцах нарезаны уплотнительные канавки для уплотнительных металлических прокладок, включающей трубодержатель колонны насосно-компрессорных труб, 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, при этом первым рядом насосно-компрессорных труб является колонна насосно-компрессорных труб, которая длиннее колонны насосно-компрессорных труб, являющейся вторым рядом труб.

Новым является то, что на крестовине-трубодержателя первого ряда труб установлена регулируемая по высоте переходная катушка устьевой арматуры, направляющий патрубок нижнего фланца оснащён выступами в форме трапеции, расположенными на наружной поверхности патрубка в одной плоскости перпендикулярной оси патрубка, а на внутренней цилиндрической поверхности ответного патрубка верхнего фланца выполнены ответные и радиальные пазы для выступов на направляющем патрубке нижнего фланца, ответные пазы выполнены вдоль оси на внутренней поверхности ответного патрубка, обеспечивающие позиционирование верхнего фланца относительно нижнего фланца, а радиальные пазы выполнены в радиальном направлении и размещены в одной плоскости перпендикулярной оси патрубка на внутренней поверхности в несколько рядов, обеспечивающие фиксацию и регулирование длины катушки, в радиальном пазу ответного патрубка выполнено резьбовое отверстие, обеспечивающее фиксацию длины катушки за счет блокировки выступа на направляющем патрубке нижнего фланца стопорным винтом, винт установлен снаружи ответного патрубка, на внутренней поверхности ответного патрубка нижнего фланца выше радиальных пазов выполнена канавка, в канавке размещено уплотнение, обеспечивающее герметичность патрубков катушки, причем нижний фланец катушки выполнен с вырезом под патрубок длинной колонны труб, а высота катушки регулируется в зависимости от патрубка длинной колонны труб, закрепленной в крестовине-трубодержателя.

Также новым является то, что верхний фланец прикреплен к превентору, оснащённому двумя рядами плашек под разный типоразмер уплотняемой трубы.

Технические результаты достигаются также переходной катушкой устьевой арматуры для превентора с двумя рядами плашек, состоящей из нижнего фланца, выполненного неразъёмным с направляющим патрубком, и верхнего фланца, выполненного неразъёмным с ответным патрубком, в нижнем и верхнем фланцах нарезаны уплотнительные канавки для уплотнительных металлических прокладок, включающей трубодержатель колонны насосно-компрессорных труб, опорный фланец, уплотнительные канавки и металлические прокладки.

Новым является то, что на опорный фланец устьевой арматуры установлена регулируемая по высоте переходная катушка устьевой арматуры, направляющий патрубок нижнего фланца оснащён выступами в форме трапеции, расположенными на наружной поверхности патрубка в одной плоскости перпендикулярной оси патрубка, а на внутренней цилиндрической поверхности ответного патрубка верхнего фланца выполнены ответные и радиальные пазы для выступов на направляющем патрубке нижнего фланца, ответные пазы выполнены вдоль оси на внутренней поверхности ответного патрубка, обеспечивающие позиционирование верхнего фланца относительно нижнего фланца, а радиальные пазы выполнены в радиальном направлении в одной плоскости перпендикулярной оси патрубка на внутренней поверхности в несколько рядов, обеспечивающие фиксацию и регулирование длины катушки, в радиальном пазу ответного патрубка выполнено резьбовое отверстие, обеспечивающее фиксацию длины катушки за счет блокировки выступа на направляющем патрубке нижнего фланца стопорным винтом, винт установлен снаружи ответного патрубка, на внутренней поверхности ответного патрубка нижнего фланца выше радиальных пазов выполнена канавка, в канавке размещено уплотнение, обеспечивающее герметичность патрубков катушки.

Также новым является то, что верхний фланец прикреплен к превентору, оснащённому двумя рядами плашек под разный типоразмер уплотняемой трубы.

Также новым является то, что нижний фланец катушки имеет отверстия под шпильки в виде эллипсов для крепления под разные типоразмеры опорного фланца.

На фиг. 1 изображена конструкция регулируемой по высоте переходной катушки устьевой арматуры.

На фиг. 2 изображена регулируемая по высоте переходная катушка устьевой арматуры в разрезе.

На фиг. 3 изображен разрез А-А устройства.

На фиг. 4 схематично изображена конструкция переходной катушки устьевой арматуры при спуске в скважину одной колонны труб.

На фиг. 5 схематично изображена конструкция переходной катушки устьевой арматуры при спуске в скважину второго ряда колонны труб.

На фиг. 6 изображен вид Б устройства.

На фиг. 7 изображен вид В устройства.

Переходная катушка устьевой арматуры для превентора с двумя рядами плашек состоит из нижнего фланца 1 (фиг. 1, 2, 4, 5, 6), выполненного неразъёмным с направляющим патрубком 2 (фиг. 1, 2, 3), и верхнего фланца 3 (фиг. 1, 2, 4, 5), выполненного неразъёмным с ответным патрубком 4 (фиг. 1, 2, 3). В нижнем и верхнем фланцах нарезаны уплотнительные канавки 5 (фиг. 2) и 6 (фиг. 1, 2) для уплотнительных металлических прокладок 7 (фиг. 4, 5) и 8 (фиг. 4, 5), включающей крестовину-трубодержатель 9 (фиг. 5, 6) первого ряда насосно-компрессорных труб, выполненную в виде диска с двумя каналами, опорный фланец 10 (фиг. 4, 5), уплотнительные канавки и металлические прокладки, трубодержатель второго ряда труб (на чертеже не показан). При этом первым рядом насосно-компрессорных труб является колонна насосно-компрессорных труб, которая длиннее колонны насосно-компрессорных труб, являющейся вторым рядом труб.

По первому варианту на крестовину-трубодержателя 9 (фиг. 5) нижним фланцем 1 установлена регулируемая по высоте переходная катушка (фиг. 1 и 2) устьевой арматуры, а на верхний фланец 3 катушки установлен превентор 11 (на фиг. 5 условно показан только нижний фланец превентора) с двумя рядами плашек. Регулируемая по высоте переходная катушка состоит из нижнего фланца 1 выполненного неразъёмным с направляющим патрубком 2 и верхнего фланца 3 выполненного неразъёмным с ответным патрубком 4, в нижнем 1 и верхнем 2 фланцах нарезаны уплотнительные канавки 5 и 6 соответственно, для уплотнительных металлических прокладок 7 и 8. Направляющий патрубок 2 нижнего фланца 1 оснащён выступами 12 в форме трапеции, расположенными на наружной поверхности направляющего патрубка 2 в одной плоскости перпендикулярной оси патрубка, а ответный патрубок 4 верхнего фланца 3 на внутренней цилиндрической поверхности имеет ответные 13 и радиальные 14 пазы для выступов 12 на направляющем патрубке 2 нижнего фланца 1. Пазы 13 (фиг. 1), выполненные вдоль оси на внутренней поверхности ответного патрубка 4, служат для позиционирования нижнего фланца 1 относительно верхнего фланца 3, а радиальные пазы 14 (фиг. 1), выполненные в радиальном направлении в одной плоскости перпендикулярной оси патрубка 4 на внутренней поверхности в несколько рядов, служат для фиксации и регулирования высоты катушки. Количество и размеры выступов и пазов соответственно подбирается опытным путем в зависимости от испытываемой нагрузки на катушку, например в количестве шести штук, равномерно распределенных на поверхности патрубка относительно центральной оси. Фиксация высоты катушки происходит за счет блокировки выступа 12 на направляющем патрубке 2 нижнего фланца 1 в радиальном пазу 14 ответного патрубка 4 при помощи стопорного винта 15 (фиг. 3), который устанавливается в резьбовое отверстие 16 снаружи ответного патрубка 4, причем герметичность внутренней полости катушки обеспечивается уплотнением 17, установленного в канавку 18, нарезанной на внутренней поверхности ответного патрубка 4 верхнего фланца 3. Нижний фланец 1 катушки имеет отверстия 19 (фиг. 1, 2) под шпильки для крепления опорного фланца 10. Нижний фланец 1 катушки имеет фигурный вырез 20 (фиг. 6) под патрубок 21 (фиг. 5 и 6) с шаровым краном длинной колонны труб.

Для сборки и регулировки высоты катушки под патрубок 21 с шаровым краном длинной колонны труб необходимо направляющий патрубок 2 нижнего фланца 1 установить в ответный патрубок 4 верхнего фланца 3, затем совместить выступы 12 на направляющем патрубке 2 нижнего фланца 1 и пазы 13 на ответном патрубке 4 верхнего фланца 3. Установить катушку на крестовине-трубодержателя 9 (фиг. 5). Затем необходимо выбрать длину катушки h1, h2 или h3 (фиг. 2) в зависимости от длины H патрубка 21 с шаровым краном (фиг. 5) и повернуть верхний фланец 3 относительно нижнего фланца 1 вокруг оси для захода выступов 12 на направляющем патрубке 2 нижнего фланца 1 в радиальные пазы 14 на ответном патрубке 4 верхнего фланца 3. Затем устанавливают стопорный винт 15 (фиг. 3) в резьбовое отверстие 16 в ответном патрубке 4 верхнего фланца 3 и фиксируют выступ 12 на направляющем патрубке 2 в радиальном пазу 14 на ответном патрубке 4 (фиг. 3).

Переходная катушка устьевой арматуры для превентора с двумя рядами плашек состоит из нижнего фланца 1 (фиг. 1, 2, 4, 5, 6), выполненного неразъёмным с направляющим патрубком 2 (фиг. 1, 2, 3), и верхнего фланца 3 (фиг. 1, 2, 4, 5), выполненного неразъёмным с ответным патрубком 4 (фиг. 1, 2, 3). В нижнем и верхнем фланцах нарезаны уплотнительные канавки 5 (фиг. 2) и 6 (фиг. 1, 2) для уплотнительных металлических прокладок 7 (фиг. 4, 5) и 8 (фиг. 4, 5), Включает трубодержатель колонны насосно-компрессорных труб (на чертеже не показан), опорный фланец 10 (фиг. 4, 5), уплотнительные канавки и металлические прокладки (на чертеже не показан).

По второму варианту на опорный фланец 10 (фиг. 4) устьевой арматуры нижним фланцем 1 (фиг. 1, 2, 4) установлена регулируемая по высоте переходная катушка устьевой арматуры, а на верхний фланец 3 катушки установлен превентор 11 (на фиг. 4 условно показан только нижний фланец превентора) с двумя рядами плашек. Регулируемая по высоте переходная катушка состоит из нижнего фланца 1, выполненного неразъёмным с направляющим патрубком 2, и верхнего фланца 3, выполненного неразъёмным с ответным патрубком 4. В нижнем 1 и верхнем 2 фланцах нарезаны уплотнительные канавки 5 (фиг. 2) и 6 (фиг. 1 и 2) соответственно, для уплотнительных металлических прокладок 7 и 8 (соответственно). Направляющий патрубок 2 нижнего фланца 1 оснащён выступами 12 (фиг. 1, 2, 3), имеющими в сечении форму трапеции, меньшее основание которого обращено к направляющему патрубку, и расположенными на наружной поверхности направляющего патрубка 2 в одной плоскости перпендикулярной оси патрубка. А ответный патрубок 4 верхнего фланца 3 на внутренней цилиндрической поверхности имеет ответные 13 (фиг. 1, 3) и радиальные 14 (фиг. 1) пазы для выступов 12 на направляющем патрубке 2 нижнего фланца 1. Радиальные пазы 14 выполнены в радиальном направлении в одной плоскости перпендикулярной оси патрубка 4 на внутренней поверхности в несколько рядов, служат для фиксации выступов и регулирования высоты катушки. Пазы ответные 13 выполнены вертикально по длине от нижнего конца ответного патрубка 4 до верхнего ряда радиальных пазов вдоль оси на внутренней поверхности ответного патрубка 4, служат для ввода выступов 12 и позиционирования нижнего фланца 1 относительно верхнего фланца 3. Количество и размеры выступов и пазов соответственно подбирается опытным путем в зависимости от испытываемой нагрузки на катушку, например в количестве шести штук, равномерно распределенных на поверхности патрубка относительно центральной оси. Фиксацию высоты катушки обеспечивают за счет блокировки выступа 12 на направляющем патрубке 2 нижнего фланца 1 в радиальном пазу 14 ответного патрубка 4 при помощи стопорного винта 15 (фиг. 3), который устанавливается в резьбовое отверстие 16 (фиг. 1) снаружи ответного патрубка 4. Герметичность внутренней полости катушки обеспечивается уплотнением 17 (фиг. 1, 2), например резиновое кольцо ГОСТ 9833, установленным в канавку 18 (фиг. 1, 2), нарезанную на внутренней поверхности ответного патрубка 4 верхнего фланца 3. Нижний фланец 1 катушки имеет фигурные отверстия 19 (фиг. 1, 2) под шпильки в виде эллипсов для крепления под разные типоразмеры опорного фланца 10.

Для сборки катушки необходимо направляющий патрубок 2 нижнего фланца 1 установить в ответный патрубок 4 верхнего фланца 3, для этого совмещают выступы 12 на направляющем патрубке 2 нижнего фланца 1 и ответные пазы 13 на ответном патрубке 4 верхнего фланца 3. Далее, в зависимости от необходимой длины катушки h1 (фиг. 2), опускают ответный патрубок до нужного ряда радиальных пазов и поворачивают верхний фланец 3 относительно нижнего фланца 1, например против часовой стрелки, 1 для захода выступов 12 на направляющем патрубке 2 нижнего фланца 1 в радиальные пазы 14 на ответном патрубке 4 верхнего фланца 3. Затем устанавливают стопорный винт 15 (фиг. 3) в резьбовое отверстие 16 в ответном патрубке 4 верхнего фланца 3 и фиксируют выступ 12 на направляющем патрубке 2 в радиальном пазу 14 на ответном патрубке 4 (фиг. 3).

При спуске в скважину однорядной колонны труб опорный фланец 10 устьевой арматуры (фиг. 4), изготовленный по ГОСТ 28919-91, может иметь не менее двух исполнений, отличающихся диаметрами делительной окружности центров отверстий под шпильки Dц. Поэтому нижний фланец 1 катушки (фиг. 2 и 7) по второму варианту имеет фигурные отверстия 19 для установки катушки на опорный фланец 10 устьевой арматуры имеющие разные диаметры делительной окружности центров отверстий под шпильки Dц1 или Dц2 (фиг. 7).

Металлические прокладки 7, 8, 22 обеспечивают герметичность соединения, исключают несанкционированные перетоки жидкости в процессе работы устройства.

Переходная катушка устьевой арматуры для проведения СПО однорядной колонны труб в скважину (фиг. 4), например колонны НКТ диаметром 60 мм, работает следующим образом.

Сначала в уплотнительную канавку опорного фланца 10 (на фиг. 4) устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 7. Затем совмещают уплотнительную канавку 5 (фиг. 2) нижнего фланца 1 катушки с металлической прокладкой 7, и посредством шпилек и гаек крепят нижний фланец 1 катушки к опорному фланцу 10 устьевой арматуры. Далее в уплотнительную канавку 6 (фиг. 2) верхнего фланца 3 (фиг. 2 и 4) катушки устанавливают металлическую прокладку 8. Потом совмещают уплотнительную канавку в нижнем фланце превентора 11 (фиг. 4) с металлической прокладкой 8, и посредством шпилек и гаек крепят превентор 11 нижним фланцем к верхнему фланцу 3 катушки.

В предлагаемом устройстве нижний фланец 1 катушки является сменным и имеет фигурные отверстия в форме эллипса под шпильки и может быть смонтирован на нескольких исполнениях фланцев устьевых арматур с разными диаметрами делительной окружности центров отверстий под шпильки. Например, катушка нижним фланцем может быть смонтирована на фланец 180х21 ГОСТ 28919-91 с диаметром делительной окружности центров отверстий под шпильки Dц = 317,5 мм и на фланец 180х14 ГОСТ 281919-91 с диаметром делительной окружности центров отверстий под шпильки Dц = 292 мм.

В предлагаемом устройстве превентор, устанавливаемый на верхний фланец катушки, имеет два ряда плашек, что позволяет не производить замену плашек на устье скважины при смене диаметра колонны. Например, превентор ППС-2Ф-152х21 в верхнем ряду установлены плашки под трубу диаметром 48 мм, а в нижнем ряду установлены плашки диаметром 60 мм.

Устройство готово к проведению спуска однорядной колонны НКТ диаметром 60 мм в скважину.

Переходная катушка устьевой арматуры для проведения СПО двухрядной колонны труб в скважину, например, длинной колонны НКТ диаметром 60 мм и короткой колонны НКТ диаметром 48 мм, работает следующим образом.

Сначала в уплотнительную канавку опорного фланца 10 (фиг. 4) устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 7. Затем совмещают уплотнительную канавку 5 (фиг. 2) нижнего фланца 1 катушки с металлической прокладкой 7, и посредством шпилек и гаек крепят нижний фланец 1 катушки к опорному фланцу 10 устьевой арматуры. Далее в уплотнительную канавку 6 (фиг. 2) верхнего фланца 3 (фиг. 2 и 4) катушки устанавливают металлическую прокладку 8. Потом совмещают уплотнительную канавку в нижнем фланце превентора 11 (фиг. 4) с металлической прокладкой 8, и посредством шпилек и гаек крепят превентор 11 нижним фланцем к верхнему фланцу 3 катушки.

В предлагаемом устройстве нижний фланец 1 катушки является сменным и имеет фигурные отверстия в форме эллипса под шпильки и может быть смонтирован на нескольких исполнениях фланцев устьевых арматур с разными диаметрами делительной окружности центров отверстий под шпильки. Например, катушка нижним фланцем может быть смонтирована на фланец 180х21 ГОСТ 28919-91 с диаметром делительной окружности центров отверстий под шпильки Dц =317,5 мм и на фланец 180х14 ГОСТ 281919-91 с диаметром делительной окружности центров отверстий под шпильки Dц = 292 мм.

В предлагаемом устройстве превентор, устанавливаемый на верхний фланец катушки, имеет два ряда плашек, что позволяет не производить замену плашек на устье скважины при смене диаметра колонны. Например, превентор ППС-2Ф-152х21 в верхнем ряду установлены плашки под трубу диаметром 48 мм, а в нижнем ряду установлены плашки диаметром 60 мм.

Устройство готово к проведению спуска длинной колонны НКТ диаметром 60 мм в скважину.

После окончания спуска длинной колонны НКТ диаметром 60 мм крепят посредством шпилек и гаек на опорный фланец 10 устьевой арматуры крестовину-трубодержателя 9 (фиг. 5) через металлическую прокладку 22, после чего вворачивают патрубок 21 (фиг. 5) с шаровым краном в отверстие для длинной колонны труб НКТ 60 мм в крестовину-трубодержателя 9. Например, патрубок 21 с шаровым краном длинной колонны труб НКТ 60 мм в крестовину-трубодержателя 9 имеет длину Н, равную 300 мм.

Устройство готовят к спуску короткой колонны НКТ 48 мм.

Для этого на катушке необходимо отрегулировать высоту. Отворачивают стопорный винт 15 и поворачивая верхний фланец 3 относительно нижнего фланца 1 выводят из радиального паза 14 выступы 12 на направляющем патрубке 2 нижнего фланца 1. Затем выбирают минимально необходимую высоту катушки для возможности установки её на фланце-трубодержателя 9 (фиг. 5). Потом в обратной последовательности фиксируют длину катушки. Например, выбирают высоту катушки h3 равную 400 мм.

После регулировки высоты катушки, в уплотнительную канавку крестовины-трубодержателя 9 устьевой арматуры устанавливают металлическую прокладку 7. Затем совмещают уплотнительную канавку 5 нижнего фланца 1 катушки с металлической прокладкой 7 и фигурный вырез 20 (фиг. 6) под патрубок 21. Потом посредством шпилек и гаек крепят нижний фланец 1 к крестовине-трубодержателя 9 устьевой арматуры. Далее в уплотнительную канавку 6 (фиг. 2) верхнего фланца 3 (фиг. 2 и 5) катушки устанавливают металлическую прокладку 8. Потом совмещают уплотнительную канавку в нижнем фланце превентора 11 (фиг. 5) с металлической прокладкой 8, и посредством шпилек и гаек крепят превентор 11 нижним фланцем к верхнему фланцу 3 катушки.

Устройство готово к проведению спуска второй короткой колонны НКТ диаметром 48 мм. После окончания спуска в скважину второго ряда труб (короткой колонны НКТ диаметром 48 мм) на крестовине-трубодержателя 9 монтируют трубодержатель второго ряда труб (на фигурах не показан).

В предлагаемом устройстве превентор, устанавливаемый на верхний фланец катушки, имеет два ряда плашек, что позволяет не производить замену плашек на устье скважины при спуске двух колонн труб разного диаметра. Например, превентор ППС-2Ф-152х21 в верхнем ряду установлены плашки под трубу диаметром 48 мм, а в нижнем ряду установлены плашки диаметром 60 мм.

Подъем обеих колонн НКТ диаметрами 48 и 60 мм производят в обратной последовательности.

Изобретение обеспечивает расширение эксплуатационной возможности переходной катушки устьевой арматуры, обеспечивающей регулировку высоты установки превентора на устьевой арматуре при проведении последовательных СПО в скважине с двухрядной колонной труб, а также сокращение времени монтажа превентора при проведении СПО в скважине и снижение трудозатрат при монтаже превентора на устьевую арматуру.

Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 1-10 из 427.
10.11.2015
№216.013.8abc

Гибкий вал (варианты)

Изобретение относится к оборудованию для нефтяной промышленности и предназначено для использования в устройствах для глубокой перфорации пластов. Гибкий вал, содержащий упругий шланг, оболочку в виде отдельных цилиндрических звеньев с центральным отверстием, контактирующих друг с другом...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002567123
Дата охранного документа: 10.11.2015
10.04.2016
№216.015.2ef6

Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине. Технический результат изобретения заключается в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002580534
Дата охранного документа: 10.04.2016
20.08.2016
№216.015.4ec2

Способ разработки залежи, осложненной вертикальными разломами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет экономии рабочего агента и энергии для его закачки в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002595105
Дата охранного документа: 20.08.2016
12.01.2017
№217.015.59c9

Облегченный тампонажный состав

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла. Облегченный...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002588026
Дата охранного документа: 27.06.2016
13.01.2017
№217.015.6cfd

Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины. Техническим результатом изобретения является повышение качества водоизоляционных работ - ВИР, возможность оценки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002597220
Дата охранного документа: 10.09.2016
13.01.2017
№217.015.7895

Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002599154
Дата охранного документа: 10.10.2016
13.01.2017
№217.015.78dc

Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002599155
Дата охранного документа: 10.10.2016
13.01.2017
№217.015.7948

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давление поглощения жидкости в открытом...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002599156
Дата охранного документа: 10.10.2016
13.01.2017
№217.015.8156

Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойных зон низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах после проведения в них гидравлического разрыва пласта (ГРП). После проведения ГРП в скважину спускают колонну НКТ с пакером, производят замену...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002601879
Дата охранного документа: 10.11.2016
13.01.2017
№217.015.816c

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002601887
Дата охранного документа: 10.11.2016
Показаны записи 1-10 из 291.
10.01.2013
№216.012.1950

Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения сверхвязкой нефти за счет повышения точности определения текущего размера паровой камеры...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471972
Дата охранного документа: 10.01.2013
20.01.2013
№216.012.1d07

Способ вызова притока пластового флюида из скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин, обеспечивает повышение эффективности освоения скважины. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002472925
Дата охранного документа: 20.01.2013
27.01.2013
№216.012.2066

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной и нижней...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473795
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2067

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью

Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла, сложенной многопластовым послойно-неоднородным коллектором с частичной вертикальной сообщаемостью. Технический результат - увеличение площади прогрева залежи, сокращение сроков разработки продуктивного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473796
Дата охранного документа: 27.01.2013
10.02.2013
№216.012.23da

Способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства за счет возможности регулирования отбора продукции в процессе эксплуатации....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474680
Дата охранного документа: 10.02.2013
20.03.2013
№216.012.2fda

Способ увеличения добычи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение добычи высоковязкой нефти из подземной залежи за счет расширения областей залежи, прогреваемых паром и содержащих подвижную нефть. Способ увеличения добычи высоковязкой нефти или битума включает бурение и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002477785
Дата охранного документа: 20.03.2013
20.05.2013
№216.012.413b

Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - продление на 18-24 месяцев эффективного периода работы скважин со снижением обводненности продукции на 20-30%, увеличение добычи нефти на участке залежи на 5-8%. Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002482269
Дата охранного документа: 20.05.2013
27.05.2013
№216.012.44ce

Разбуриваемый пакер

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам защиты эксплуатационных колонн от высоких давлений при ремонтно-изоляционных работах в скважинах. Обеспечивает исключение потери герметичности уплотнительным элементом при высоких давлениях закачки или продавки при...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483191
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44db

Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к устройствам разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - продление разработки залежи до прорыва теплоносителя на прием насоса, равномерная закачка теплоносителя...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483204
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44dc

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - регулирование закачки теплоносителя в продуктивный пласт, сокращение времени на разогрев паровой камеры, повышение эффективности работы паровой камеры, обеспечение равномерной и полной выработки запасов тяжелой нефти или...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483205
Дата охранного документа: 27.05.2013

Похожие РИД в системе



Похожие не найдены



+ добавить свой РИД