Устройство для опрессовки превентора на скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для опрессовки превентора на скважине и/или на стендовой скважине базы производственного обслуживания. Устройство для опрессовки превентора на скважине включает опорную трубу, проходящую через корпус превентора, и резиновую манжету, размещённую на опорной трубе. Резиновая манжета выполнена в виде фигурного эластичного рукава, снабжённого снаружи лепестковым уплотнителем, выполненным изнутри в форме обратного конуса, сужающегося сверху вниз. Верхний и нижний концы фигурного эластичного рукава жестко закреплены на опорной трубе. Опорная труба снабжена рядом радиальных отверстий, выполненных напротив уплотняющегося изнутри под действием гидравлического давления фигурного эластичного рукава. Наружная поверхность опорной трубы выше фигурного эластичного рукава сначала оснащена фигурным пазом, а затем - наружной ступенчатой кольцевой выборкой, состоящей из нижней и верхней ступеней. Фигурный паз состоит из продольных короткого и длинного участков. Напротив фигурного паза на наружной поверхности опорной трубы подвижно размещена подпружиненная наружу цанга с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу, при этом продольные короткий и длинный участки фигурного паза соединены между собой замкнутым фигурным участком так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении цанги относительно опорной трубы направляющий штифт будет расположен то в продольном коротком участке фигурного паза - транспортное положение, в котором цанга взаимодействует с нижней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки опорной трубы, то в продольном длинном участке фигурного паза - рабочее положение. Цанга взаимодействует с верхней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки опорной трубы. Нижний конец опорной трубы внутри оснащён сбивным клапаном, а ниже - жестким центратором с наружными переточными каналами. В исходном положении наружный диаметр d1 жесткого центратора больше наружного диаметра d2 фигурного эластичного рукава. В предложенном устройстве повышается надёжность работы устройства, снижается трудоёмкость применения устройства, исключается нанесение вреда окружающей среде в процессе работы устройства, увеличивается срок службы устройства, упрощается конструкция устройства. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для опрессовки превентора на скважине и/или на стендовой скважине базы производственного обслуживания.

Известно устройство для опрессовки превентора на скважине (патент RU № 2364701, МПК Е21В 33/03, опубл. 20.08.2009 в бюл. № 23), включающее опорную трубу, проходящую через корпус превентора, две резиновые манжеты с шайбой между ними, опорную и зажимную тарелки, заглушку с внутренней резьбой, установленный в опорной трубе шток, предназначенный для сжатия резиновых манжет, причем на верхнем торце зажимной тарелки имеется цилиндрическая выборка. При опрессовке превентора усилие для сжатия резиновых манжет передается при повороте болта, завернутого на гайку, которая неподвижно завернута в муфту опорной трубы. Болт взаимодействует на шток, который перемещает вниз толкатель, расположенный в выборке зажимной тарелки. При этом толкатель проходит через продольный сквозной паз опорной трубы. При перемещении вниз зажимная тарелка давит сверху на резиновые манжеты и увеличивает их в диаметре для изоляции нижней части ствола скважины. Опорная тарелка в прототипе расположена снизу резиновых манжет, а зажимная тарелка расположена сверху резиновых манжет.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции устройства, обусловленная наличием большого количества узлов и деталей (две резиновые манжеты с шайбой между ними, опорную и зажимную тарелки, заглушку с внутренней резьбой, установленный в опорной трубе шток и т.д.);

- во-вторых, низкая надёжность в работе при высоких давлениях (25–35 МПа), обусловленная не совершенной конструкцией герметизации резиновой манжеты, так как уплотнение резиновой манжеты происходит путём её сжатия между заглушкой и зажимной тарелкой и, соответственно, радиального расширения резиновой манжеты, поэтому при недостаточном сжатии резинового уплотнения при давлениях опрессовки 25–35 МПа высока вероятность потери герметичности, что не даёт возможности опрессовать превентор;

- в-третьих, трудоёмкость применения, так как устройство одноразового применения, т.е. после каждой опрессовки превентора необходимо производить его разборку, ревизию, сборку, что увеличивает стоимость обслуживания устройства при опрессовке превентора;

- в-четвёртых, низкая экологическая безопасность, наносимая вред окружающей среде, связанная с изливом скважинной жидкости на устье при спуске устройства в колонную головку скважины для проведения опрессовки. Это происходит потому, что резиновые манжеты из-за своей конструкции в процессе спуска устройства, выдавливают жидкость, находящуюся в колонной головке скважины, на устье скважины, кроме того, необходимо каждый раз после спуска устройства в колонную головку, т.е. перед опрессовкой превентора, заполнять колонную головку скважины технологической жидкостью;

- в-пятых, низкий срок службы резиновой манжеты, связанный с износом и повреждением манжеты в процессе установки и извлечения устройства из колонной головки, вследствие отсутствия наружной защиты резиновых манжет при проведении спуско-подъёмных операций (СПО), а также отсутствия центровки устройства в процессе СПО и опрессовки.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для опрессовки превентора на скважине (патент RU № 2680618, МПК Е21В 33/03, опубл. 25.02.2019 в бюл. № 6), включающее опорную трубу, проходящую через корпус превентора и резиновую манжету, размещённую на опорной трубе. Также устройство включает установленный в опорной трубе полый шток, опорную и зажимную тарелки, заглушку с внутренней резьбой, две резиновые манжеты с шайбой между ними. Полый шток предназначен для сжатия резиновых манжет. На верхнем торце зажимной тарелки имеется цилиндрическая выборка. Полый шток выполнен из трубы, имеющей на обоих концах наружную цилиндрическую резьбу, причем заглушка выполнена с внутренней цилиндрической резьбой, завернута в цилиндрическую резьбу нижнего конца штока и снабжена стопорным винтом, причем опорная тарелка расположена сверху резиновых манжет и посажена прессовой посадкой на опорную трубу, при этом зажимная тарелка расположена снизу резиновых манжет и выполнена с плоским верхним торцом. Между зажимной тарелкой и заглушкой на шток надета шайба из антифрикционного материала. Внутрь опорной трубы с верхнего торца установлена прессовой посадкой втулка с внутренней цилиндрической резьбой, соответствующей резьбе штока. В эту втулку завернут верхний конец полого штока с цилиндрической резьбой. С верхнего торца полого штока выполнена проточка, со дна проточки выполнены два радиальных отверстия, расположенных по диаметру полого штока.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, низкая надёжность в работе при высоких давлениях (25–35 МПа), обусловленная не совершенной конструкцией герметизации резиновой манжеты, так как уплотнение резиновой манжеты происходит путём её сжатия между заглушкой и зажимной тарелкой и, соответственно, радиального расширения резиновой манжеты, поэтому при недостаточном сжатии резинового уплотнения при давлениях опрессовки 25–35 МПа высока вероятность потери герметичности, что не даёт возможности опрессовать превентор, либо приходится подтягивать зажимные тарелки (дожимать резиновую манжету) и повторно опрессовывать превентор;

- во-вторых, трудоёмкость применения, так как устройство одноразового применения, т.е. после каждой опрессовки превентора необходимо производить его разборку, ревизию, сборку, что увеличивает стоимость обслуживания устройства при опрессовке превентора;

- в-третьих, низкая экологическая безопасность, наносимая вред окружающей среде, связанная с изливом скважинной жидкости на устье при спуске устройства в колонную головку скважины для проведения опрессовки. Это происходит потому, что резиновые манжеты из-за своей конструкции в процессе спуска устройства, выдавливают жидкость, находящуюся в колонной головке скважины, на устье скважины, кроме того, необходимо каждый раз после спуска устройства в колонную головку, т.е. перед опрессовкой превентора, заполнять колонную головку скважины технологической жидкостью;

- в-четвёртых, низкий срок службы резиновой манжеты, связанный с их износом и повреждением в процессе установки и извлечения устройства из колонной головки, вследствие отсутствия наружной защиты резиновых манжет при проведении СПО, а также отсутствия центровки устройства в процессе СПО и опрессовки;

- в-пятых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (две резиновые манжеты с шайбой между ними, опорную и зажимную тарелки, заглушку с внутренней резьбой, установленный в опорной трубе шток и т.д.).

Техническими задачами изобретения являются повышение надёжности устройства в работе, снижение трудоёмкости его в применении, увеличение срока службы устройства, повышение экологической безопасности и упрощение конструкции устройства.

Технические задачи решаются устройством для опрессовки превентора на скважине, включающим опорную трубу, проходящую через корпус превентора и резиновую манжету, размещённую на опорной трубе.

Новым является то, что резиновая манжета выполнена в виде фигурного эластичного рукава, снабжённого снаружи лепестковым уплотнителем, выполненным изнутри в форме обратного конуса, сужающегося сверху вниз, при этом верхний и нижний концы фигурного эластичной рукава жестко закреплены на опорной трубе, причём опорная труба снабжена рядом радиальных отверстий, выполненных напротив уплотняющейся изнутри под действием гидравлического давления фигурного эластичного рукава, при этом наружная поверхность опорной трубы выше фигурного эластичного рукава сначала оснащена фигурным пазом, а затем наружной ступенчатой кольцевой выборкой, состоящей из нижней и верхней ступеней, причём фигурный паз состоит из продольных короткого и длинного участков, при этом напротив фигурного паза на наружной поверхности опорной трубы подвижно размещена подпружиненная наружу цанга с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазе, при этом продольные короткий и длинный участки фигурного паза соединены между собой замкнутым фигурным участком так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении цанги относительно опорной трубы направляющий штифт будет расположен то в продольном коротком участке фигурного паза - транспортное положение, в котором цанга взаимодействует с нижней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборкой опорной трубы, то в продольном длинном участке фигурного паза - рабочее положение, при этом цанга взаимодействует с верхней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки опорной трубы, причём нижний конец опорной трубы внутри оснащён сбивным клапаном, а ниже жестким центратором с наружными переточными каналами, причём в исходном положении наружный диаметр d1 жесткого центратора больше наружного диаметра d2, фигурного эластичного рукава.

На фигуре 1 и 4, 5 схематично изображено предлагаемое устройство для опрессовки превентора на скважине в процессе работы.

На фиг. 2 – показана А-развёртка фигурного паза, выполненного на опорной трубе.

На фиг. 3 – сечение Б-Б.

Устройство для опрессовки превентора на скважине включает опорную трубу 1 (фиг. 1), проходящую через корпус 2 превентора 3 и резиновую манжету 4, размещённую на опорной трубе 1.

Резиновая манжета 4 выполнена в виде фигурного эластичного рукава 5, в нижней части снаружи снабжённого лепестковым уплотнителем 6, выполненным с зазором изнутри в форме обратного конуса 7, сужающегося сверху вниз. Внутренняя часть эластичного рукава выполнена с зазором. Фигурный эластичный рукав и лепестковый уплотнитель могут быть выполнены из рукава напорного с нитяным усилением неармированного по ГОСТ 10362-76. Такие рукава состоят из двух резиновых слоев (наружного и внутреннего) и нитяного каркаса для усиления конструкции. Их используют как гибкие трубопроводы для подачи жидкостей, инертных газов и воздуха под давлением.

Верхний 8 и нижний 9 концы эластичного рукава 5 жестко закреплены на опорной трубе 1.

Опорная труба 1 снабжена радиальными отверстиями 10, выполненными напротив уплотняющейся изнутри под действием гидравлического давления фигурного эластичного рукава 5. Количество радиальных отверстий может быть 2-4 диаметром 20 мм. Количество радиальных отверстий зависит от расхода жидкости, подаваемой насосным агрегатом. Опорная труба выполнена для упрощения изготовления из двух частей, соединенных резьбовым соединением (на фигурах показано условно).

Наружная поверхность опорной трубы 1 выше фигурного эластичного рукава 5 сначала оснащена фигурным пазом 11, а затем наружной ступенчатой кольцевой выборкой 12, состоящей из нижней 13 и верхней 14 ступеней. Фигурный паз 11 состоит

из продольных короткого 15 (фиг. 2) и длинного 16 участков. Напротив фигурного паза 11 (фиг. 1) на наружной поверхности опорной трубы 1 подвижно размещена подпружиненная наружу цанга 17 с направляющим штифтом 18, размещенным в фигурном пазу 11. Направляющий штифт одной стороной ввернут в нижнюю часть цанги, а с другой стороны штифт размещен в фигурном пазу.

Продольные короткий 15 и длинный 16 участки фигурного паза 11 соединены между собой замкнутым фигурным участком 19 (фиг. 2) так, что при возвратно-поступательном перемещении цанги 17 (фиг. 1 и 4, 5) относительно опорной трубы 1 направляющий штифт 18 будет расположен то в продольном коротком 15 участке (фиг. 2) фигурного паза 11 - транспортное положение, в котором цанга 17 (фиг. 1) взаимодействует только с нижней 13 ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборкой 12 опорной трубы 1, то - в продольном длинном 16 участке (фиг. 2) фигурного паза 11 - рабочее положение, в котором цанга 17 (фиг. 4) взаимодействует с верхней 14 ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки 12 опорной трубы 1. Нижний конец опорной трубы оснащён обратным клапаном 20, а выше сбивным клапаном 21 (фиг. 1).

Опорная труба 1 снизу снабжена жестким центратором 22 (фиг. 3), оснащённым наружными переточными каналами 23. Жесткий центратор 22 жёстко соединён с опорной трубой 1, например, с помощью резьбового соединения.

В исходном положении наружный диаметр d1 жесткого центратора 22 (фиг. 1 и 3) больше наружного диаметра d2 фигурного эластичного рукава 5.

Устройство для опрессовки превентора на скважине работает следующим образом.

Устройство собирают как показано на фиг. 1, при этом направляющий штифт 18 (фиг. 1) устанавливают в транспортное положение в продольный короткий 15 участок фигурного паза 11 (фиг. 2). Затем устройство при помощи элеватора 24 (фиг. 1 и 4) через корпус 2 (фиг. 1) превентора 3 при открытой задвижке 25 патрубка 26 спускают в колонную головку 27 и далее в скважину 28, при этом фигурный эластичный рукав 5, не находится в контакте с внутренними стенками скважины 28 и перепускает жидкость снизу вверх, также обратный клапан 20 открывается под давлением жидкости снизу и скважинная жидкость из скважины 28 попадает внутрь опорной трубы 1. В качестве скважины 28 могут быть буровая труба, обсадная труба и т.д.

Спуск устройства останавливают за 1–2 м до достижения подпружиненной наружу цангой 17 муфты 29 скважины 28. После чего с устья скважины приподнимают устройство вверх примерно на 0,75 м и опускают вниз, при этом направляющий штифт 18 из продольного короткого участка 15 через замкнутый фигурный участок 19 фигурного паза 11 попадает в продольный длинный участок 16 и перемещается в верхнюю часть последнего, занимая рабочее положение. Спуск устройства вниз продолжают до тех пор, пока цанга 17 не попадет в зазор длиной - b муфты 29 скважины 28, при этом подпружиненная наружу цанга 17 выходит из взаимодействия с нижней ступенью 13, расходится наружу и упирается в верхнюю ступень 14 наружной ступенчатой кольцевой выборки 7. Спуск устройства в скважину прекращают, так как устройство фиксируется в скважине 28, при этом должно соблюдаться неравенство:

а < b,

где, а – высота фиксирующей части цанги 17, мм, например, 18 мм;

b – высота зазора муфты 29, мм, например, 23 мм.

После фиксации устройства в скважине обратный клапан 20 закрывается (опускается) под собственным весом, т.е. герметично перекрывает проходное снизу отверстие в опорной трубе 1.

Центратор 22, имеющий наружный диаметр d1 больше наружного диаметра d2 фигурного эластичного рукава 5, позволяет исключить контакт наружной поверхности фигурного эластичного рукава 5 со стенками колонной головки 27 в процессе спуска устройства в колонную головку 27 скважины 28.

Далее устанавливают элеватор 24 (фиг. 4) под муфту опорной трубы 1. Обвязывают насос 30 с помощью первой нагнетательной линией 31 с верхним концом опорной трубы 1, а с помощью второй нагнетательной линии 32 с патрубком 26. В качестве насоса 30 может использоваться насос любой известной конструкции, предназначенный для закачки жидкости в скважину, например цементировочный агрегат марки ЦА-320, производства ООО «Ижнефтегаз» (Российская Федерация, Республика Удмуртия, г. Ижевск).

Закрывают задвижку 25 на патрубке 26 и нагнетают с помощью насоса 30 технологическую жидкость, например пресную воду плотностью 1020 кг/м3 в опорную трубу 1 и далее через радиальные отверстия 10 во внутреннюю полость 33 фигурного эластичного рукава 5. Во внутренней полости 33 фигурного эластичного рукава 5 с помощью насоса 30 создают избыточное давление, например 8,0 МПа, за счёт которого фигурный эластичный рукав 5 расширяется радиально и прижимается к внутренним стенкам скважины 28. Продолжают повышать избыточное давление, например до 10,0 МПа, при этом лепестковый уплотнитель 6, выполненный с зазором изнутри в форме обратного конуса 7, сужающегося сверху вниз, дожимается к внутренним стенкам скважины 28, обеспечивая плотную и герметичную посадку фигурного эластичного рукава 5 в скважине 28.

Закрывают задвижку 34 на первой нагнетательной линии 31 насоса 30, сохраняя избыточное давление 10,0 МПа во внутренней полости 33 фигурного эластичного рукава 5.

Далее доливают скважину 28. Для этого открывают задвижку 25 патрубка 26 и с помощью насоса 30 нагнетают технологическую жидкость по второй нагнетательной линии 32 через патрубок 26 в пространство колонной головки 27 скважины 28 выше фигурного эластичного рукава 5 до перелива технологической жидкости через эластичные плашки 35 превентора 3.

Затем вращением штурвала (на фиг. 1, 4, 5 показано условно) на 7–10 оборотов привода 36 (фиг. 4) превентора 3 двигают эластичные плашки 35 превентора 3 друг к другу. Плашки 35 герметично обжимают снаружи опорную трубу 1.

Далее продолжают нагнетать технологическую жидкость по второй нагнетательной линии 32 через патрубок 26 в пространство колонной головки 27 скважины 28 выше фигурного эластичного рукава 5 и поднимают давление до намеченного давления опрессовки превентора, например, равном 25,0 МПа, при этом создаваемое избыточное давление будет с одной стороны воздействовать на фигурный эластичный рукав 5, загерметизированный к внутренним стенкам скважины 28, а с другой стороны воздействовать на плашки 35, герметично обжимающие опорную трубу 1. Выдерживают превентор 3 под вышеуказанным давлением, например, в течении 30 мин, причём падение давления более чем на 5 % не допускается, т.е. после окончания времени опрессовки избыточное давление должно быть не ниже 23,75 МПа. Таким образом производят опрессовку превентора 3.

После окончания опрессовки превентора 3 открывают задвижки 34 и 25 и стравливают избыточное давление до атмосферного во внутреннем пространстве опорной трубы 1 и пространстве колонной головки 27 скважины 28 выше фигурного эластичного рукава 5, соответственно. Далее демонтируют первую 31 и вторую 32 нагнетательные линии насоса 30.

В результате фигурный эластичный рукав 5 сжимается радиально внутрь и отходит от внутренних стенок скважины 28, занимая транспортное положение (фиг. 1).

Вращением штурвала на 7–10 оборотов привода 36 превентора 3 раздвигают плашки 35 превентора 3 в направлении друг от друга. Плашки 35 выходят из взаимодействия с опорной трубой 1.

Далее с устья скважины в опорную трубу сбрасывают груз, например, металлический пруток диаметром 25 мм и длиной 1 м, который разрушает сбивной клапан 21.

После чего с устья скважины приподнимают устройство за опорную трубу 1 с помощью элеватора 24 вверх примерно на 1 м и опускают вниз, при этом направляющий штифт 18 (фиг. 1 и 2) из продольного длинного участка 16 через замкнутый фигурный участок 19 фигурного паза 11 поступает в продольный короткий участок 15 и перемещается в верхнюю часть последнего, занимая транспортное положение, при этом подпружиненная наружу цанга 17 (фиг. 4) оказывается под нижней ступенью 13 наружной ступенчатой кольцевой выборки 12 и выходит из зазора муфты 29 скважины 28. Далее производят подъём устройства и извлекают его из скважины 28.

При извлечении (подъёме) устройства из скважины 28 технологическая жидкость свободно перетекает сверху вниз из опорной трубы 1 через разрушенное отверстие сбивного клапана 21 в пространство скважины 28 ниже фигурного эластичного рукава 5, при этом обратный клапан 20 закрыт. Это позволяет произвести подъем устройства без перелива жидкости на устье скважины 28.

Благодаря тому, что резиновая манжета 4, выполнена в виде фигурного эластичного рукава 5, снабжённого снаружи лепестковым уплотнителем 6, выполненным изнутри в форме обратного конуса 7, сужающегося сверху вниз повышается надёжность в работе устройства при высоких давления (25–35 МПа), поскольку с повышением избыточного давления лепестковый уплотнитель 6, выполненный изнутри в форме обратного конуса 7, сужающегося сверху вниз, дожимается к внутренним стенкам скважины 28. Это кратно снижает вероятность потери герметичности устройства в процессе опрессовки превентора.

Снижается стоимость обслуживания устройства при опрессовке превентора на скважине, а значит сокращаются финансовые затраты. Это обусловлено снижением трудоёмкости применения устройства, так как предлагаемое устройство многоразового использования, поэтому после каждой опрессовки превентора нет необходимости, как описано в прототипе, производить его разборку, ревизию, сборку, при этом необходима лишь замена разрушенного сбивного клапана 21 после опрессовки превентора 3.

Снижается вред окружающей среде за счёт исключения излива скважинной жидкости на устье, так как при спуске устройства, находящаяся в скважине жидкость свободно перетекает снизу вверх из пространства скважины 28 под устройством в пространство скважины 28 над устройством выше резиновой манжеты 4, выполненной в виде фигурного эластичного рукава 5, через наружные переточные каналы 23 жёсткого центратора 22 и внутрь опорной трубы 1 через открытый обратный клапан 20.

При подъёме устройства из колонной головки 27 скважины жидкость перетекает сверху вниз из пространства скважины 28 над устройством в пространство скважины 28 под устройством через наружные переточные каналы 23 жёсткого центратора 22, а из опорной трубы 1 перетекает через отверстие разрушенного сбивного клапана 21 при закрытом обратном клапане 20 в пространство скважины 28 под устройством.

Также нет необходимости каждый раз при опрессовке каждого последующего превентора 3 после спуска устройства в скважину заполнять скважину 28 технологической жидкостью.

Увеличивается срок службы устройства из-за снижения износа и повреждения фигурного эластичного рукава 5, позволяющего его отцентровать с помощью жёсткого центратора 22 относительно оси скважины 28 в процессе спуска, герметизации и извлечения устройства.

Упрощается конструкция устройства, так как в сравнении с прототипом исключаются резиновые манжеты с шайбой между ними, опорная и зажимная тарелки, заглушка с внутренней резьбой и т.д.

Предлагаемое устройство для опрессовки превентора на скважине позволяет:

- повысить надёжность работы устройства;

- снизить трудоёмкость применения устройства;

- исключить нанесение вреда окружающей среде;

- увеличить срок службы устройства;

- упростить конструкцию устройства.

Устройство для опрессовки превентора на скважине, включающее опорную трубу, проходящую через корпус превентора, и резиновую манжету, размещённую на опорной трубе, отличающееся тем, что резиновая манжета выполнена в виде фигурного эластичного рукава, снабжённого снаружи лепестковым уплотнителем, выполненным изнутри в форме обратного конуса, сужающегося сверху вниз, при этом верхний и нижний концы фигурного эластичного рукава жестко закреплены на опорной трубе, причём опорная труба снабжена рядом радиальных отверстий, выполненных напротив уплотняющегося изнутри под действием гидравлического давления фигурного эластичного рукава, при этом наружная поверхность опорной трубы выше фигурного эластичного рукава сначала оснащена фигурным пазом, а затем - наружной ступенчатой кольцевой выборкой, состоящей из нижней и верхней ступеней, причём фигурный паз состоит из продольных короткого и длинного участков, при этом напротив фигурного паза на наружной поверхности опорной трубы подвижно размещена подпружиненная наружу цанга с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу, при этом продольные короткий и длинный участки фигурного паза соединены между собой замкнутым фигурным участком так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении цанги относительно опорной трубы направляющий штифт будет расположен то в продольном коротком участке фигурного паза - транспортное положение, в котором цанга взаимодействует с нижней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки опорной трубы, то в продольном длинном участке фигурного паза - рабочее положение, при этом цанга взаимодействует с верхней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки опорной трубы, причём нижний конец опорной трубы внутри оснащён сбивным клапаном, а ниже - жестким центратором с наружными переточными каналами, причём в исходном положении наружный диаметр d1 жесткого центратора больше наружного диаметра d2 фигурного эластичного рукава.



 

Похожие патенты:

Техническое решение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к устройствам для гидравлических испытаний и опрессовки противовыбросового оборудования. Гидропневматическая двухнасосная станция для гидравлических испытаний и опрессовки противовыбросового оборудования включает гидравлический контур для испытаний гидроприводов превентора, содержащий бак, предназначенный для заполнения первой рабочей жидкостью, гидропневматический насос, соединенный с баком и подключенный к блоку подготовки воздуха, напорный испытательный трубопровод, предназначенный для подачи первой рабочей жидкости в гидроприводы превентора, соединенный с гидропневматическим насосом, подключенные к напорному испытательному трубопроводу: манометр, двухсекционные гидрораспределители; выходы с быстроразъемным соединением, подключенные к гидрораспределителям; напорный испытательный трубопровод оснащен краном шаровым для перекрытия подачи первой рабочей жидкости в напорный испытательный трубопровод и предохранительным клапаном, связанным с дренажным трубопроводом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для защиты подводных колонных головок от механического воздействия падающих объектов и проходящего трала.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для проведения технологических работ в подводной скважине. Инструмент включает направляющую.

Техническое решение относится к оборудованию для обслуживания нефтегазовых скважин. Технический результат заключается в повышении надежности одновременного управления и контроля над процессами обогрева и управления, в снижении массы, не увеличивая габариты, в сокращении трудозатрат при производстве, эксплуатации и обслуживании.

Изобретение относится к устройству, используемому при эксплуатации морских и наземных скважин, и может быть использовано для герметизации межколонного кольцевого пространства.

Изобретение относится к средствам для герметизации кольцевых зазоров между кондуктором и установленной в нем подвеской технической колонны труб при эксплуатации скважин на шельфе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для опрессовки превентора на скважине и/или на стендовой скважине базы производственного обслуживания.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для опрессовки превентора на скважине. Устройство для опрессовки превентора на скважине включает опорную трубу, проходящую через корпус превентора, установленный в опорной трубе полый шток и размещённую на опорной трубе резиновую манжету.

Группа изобретений относится к начальному этапу строительства скважины на шельфе и предназначена для спуска колонны труб направления при помощи инструмента. Инструмент для установки направления в скважину на шельфе, выполненного с пазами и проточкой, имеет возможность спуска в скважину на колонне бурильных труб колонны труб с оборудованием для проведения цементных работ.

Изобретение относится к герметизации кольцевых зазоров между кондуктором и установленной в нем подвеской технической колонны труб при эксплуатации подводных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для опрессовки превентора на скважине и/или на стендовой скважине базы производственного обслуживания. Стенд для опрессовки превентора на скважине включает опорную трубу, проходящую через корпус превентора, установленный в опорной трубе полый шток и размещённую на опорной трубе резиновую манжету. Наружная поверхность опорной трубы оснащена закрытым фигурным пазом, а выше - ступенчатой кольцевой выборкой, состоящей из нижней и верхней ступеней. Фигурный паз состоит из продольных короткого и длинного участков, при этом напротив фигурного паза на наружной поверхности опорной трубы подвижно размещена подпружиненная наружу цанга с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу. Продольные короткий и длинный участки фигурного паза соединены между собой замкнутым фигурным участком так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении цанги относительно опорной трубы направляющий штифт будет расположен то в продольном коротком участке фигурного паза - транспортное положение, в котором цанга взаимодействует с нижней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборкой опорной трубы, то в продольном длинном участке фигурного паза - рабочее положение, в котором цанга взаимодействует с верхней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки опорной трубы. Нижняя часть резиновой манжеты, выполненная в виде полого цилиндра, жестко закреплена на нижней части опорной трубы, при этом верхняя часть резиновой манжеты надета на дорн, жестко закреплённый на опорной трубе. Выше дорна, но ниже фигурного паза опорная труба оснащена рядом радиальных отверстий, а напротив дорна снабжена сквозными продольными пазами, в которые установлены подвижные пальцы, которые с одной стороны соединены с дорном, а с другой стороны соединены с полым штоком, который сверху оснащён обратным клапаном, а снизу подпружинен от опорной трубы, причём в транспортном положении полый шток герметично перекрывает ряд радиальных отверстий опорной трубы, при этом снизу полый шток гидравлически сообщает пространства над и под опорной трубой, причём в рабочем положении полый шток имеет возможность осевого ограниченного перемещения вниз в пределах сквозных продольных пазов опорной трубы до открытия ряда радиальных отверстий опорной трубы. Опорная труба ниже резиновой манжеты снабжена пружинным центратором, а наружный диаметр d1 пружинного центратора больше наружного диаметра d2 резиновой манжеты в транспортном положении. Верхний конец опорной трубы гидравлически обвязан с насосом. Стенд для опрессовки превентора на скважине позволяет: повысить надёжность работы устройства; снизить стоимость обслуживания при проведении работ по опрессовке превентора; исключить нанесение вреда окружающей среде в процессе работы устройства; увеличить срок службы устройства; упростить конструкцию устройства. 4 ил.

Изобретение относится к устьевому оборудованию и предназначено для герметизации штока штанговой насосной установки. Техническим результатом является исключение неровного износа сальниковой набивки герметизатора за счет динамического выравнивания полированного штока относительно нее. Предложенный устьевой герметизатор штанговой насосной установки содержит гибкий соединительный элемент, установленный между устьем скважины и сальниковой камерой. При этом указанный гибкий соединительный элемент в процессе работы штанговой насосной установки соединен с сальниковой набивкой и выполнен с возможностью совместного качания с полированным штоком под действием сальниковой набивки для обеспечения их динамического выравнивания. Причем указанный гибкий соединительный элемент содержит нижнюю гибкую уплотнительную втулку (37), кожух (12) нижней гибкой уплотнительной втулки, уплотнительное стальное кольцо (11) и верхнюю гибкую уплотнительную втулку (10). 19 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для опрессовки превентора на скважине иили на стендовой скважине базы производственного обслуживания. Устройство для опрессовки превентора на скважине включает опорную трубу, проходящую через корпус превентора, и резиновую манжету, размещённую на опорной трубе. Резиновая манжета выполнена в виде фигурного эластичного рукава, снабжённого снаружи лепестковым уплотнителем, выполненным изнутри в форме обратного конуса, сужающегося сверху вниз. Верхний и нижний концы фигурного эластичного рукава жестко закреплены на опорной трубе. Опорная труба снабжена рядом радиальных отверстий, выполненных напротив уплотняющегося изнутри под действием гидравлического давления фигурного эластичного рукава. Наружная поверхность опорной трубы выше фигурного эластичного рукава сначала оснащена фигурным пазом, а затем - наружной ступенчатой кольцевой выборкой, состоящей из нижней и верхней ступеней. Фигурный паз состоит из продольных короткого и длинного участков. Напротив фигурного паза на наружной поверхности опорной трубы подвижно размещена подпружиненная наружу цанга с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу, при этом продольные короткий и длинный участки фигурного паза соединены между собой замкнутым фигурным участком так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении цанги относительно опорной трубы направляющий штифт будет расположен то в продольном коротком участке фигурного паза - транспортное положение, в котором цанга взаимодействует с нижней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки опорной трубы, то в продольном длинном участке фигурного паза - рабочее положение. Цанга взаимодействует с верхней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки опорной трубы. Нижний конец опорной трубы внутри оснащён сбивным клапаном, а ниже - жестким центратором с наружными переточными каналами. В исходном положении наружный диаметр d1 жесткого центратора больше наружного диаметра d2 фигурного эластичного рукава. В предложенном устройстве повышается надёжность работы устройства, снижается трудоёмкость применения устройства, исключается нанесение вреда окружающей среде в процессе работы устройства, увеличивается срок службы устройства, упрощается конструкция устройства. 5 ил.

Наверх