RU2708748C1 - Bench for preventer pressing round at well - Google Patents

Bench for preventer pressing round at well Download PDF

Info

Publication number
RU2708748C1
RU2708748C1 RU2019127336A RU2019127336A RU2708748C1 RU 2708748 C1 RU2708748 C1 RU 2708748C1 RU 2019127336 A RU2019127336 A RU 2019127336A RU 2019127336 A RU2019127336 A RU 2019127336A RU 2708748 C1 RU2708748 C1 RU 2708748C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
support
well
preventer
rubber
pipe
Prior art date
Application number
RU2019127336A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2019127336A priority Critical patent/RU2708748C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2708748C1 publication Critical patent/RU2708748C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention is related to oil industry, in particular, to devices for preventer pressing round at well and / or at bench well of production service base. Bench for preventer pressing round on well includes support pipe passing through preventer housing, lower and upper rubber cuffs with washer between them, support and clamping plates, hollow rod installed in supporting pipe. On the support pipe there is an external cylindrical recess, in which a bottom plate is installed from below upwards, made from below under the cone, tapering from top to bottom, and from above the support plate is made for the return cone narrowing from bottom to top, the lower rubber cuff, the washer, the upper rubber cuff and the clamping plate. Inner diameter of lower rubber cuff is larger than inner diameter of upper rubber cuff. In transport position, reverse cone of support plate interacts with bottom rubber collar, and upper ends of support and clamping plates interact with outer cylindrical sampling faces. B Supporting pipe opposite to clamping plate is made with vertical through slot in which pin is installed. Pin is rigidly fixed on one side in the clamping plate, and on the other side in the hollow stock with the possibility of limited movement within the vertical through slot in the working position. From below the hollow rod is equipped with a seating seat for a shutoff element thrown into the pipe. Support and clamping plates are equipped with tapered chamfers for rubber cuffs preventing leakage of rubber cuffs for support and clamping plates at their sealing on the well. Support tube below support plate is equipped with mechanical anchor with guide pin arranged in shaped groove made on external surface of support pipe in form of interconnected horizontal and vertical grooves. Mechanical anchor has possibility of radial and axial movement within shaped slot. Upper end of the support pipe and annular space of the well are hydraulically connected to the pump.
EFFECT: bench for preventer pressing round at the well ensures higher reliability of the device operation, reduces labor intensity of work on pressing round of preventer at the well, reduces prime cost of preventer pressing round, increases tightness of rubber collars at their sealing in well.
1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для опрессовки превентора на скважине и/или на стендовой скважине базы производственного обслуживания.The invention relates to the oil industry, in particular to devices for crimping a preventer at a well and / or at a bench well of a production service base.

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.A device for crimping a preventer in a well is known (patent RU 2364701, IPC ЕВВ 33/03, published on 08.20.2009 in bull. No. 23), including a support pipe passing through the preventer body, two rubber cuffs with a washer between them, a support and a clamp plates, a plug with a female thread, a rod installed in the support tube, designed to compress rubber cuffs, and there is a cylindrical sample on the upper end of the clamping plate. When pressure testing the preventer, the force to compress the rubber cuffs is transmitted when the bolt is turned on a nut that is motionlessly wrapped in the sleeve of the support pipe. The bolt interacts on the rod, which moves down the plunger located in the sample clamping plate. In this case, the pusher passes through the longitudinal through groove of the support pipe. When moving down, the clamping plate presses on top of the rubber cuffs and increases them in diameter to isolate the bottom of the wellbore. The support plate in the prototype is located below the rubber cuffs, and the clamping plate is located on top of the rubber cuffs.

Недостатками устройства являются: The disadvantages of the device are:

- 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.);- firstly, the complexity of the design of the device, due to the presence of a large number of nodes and parts (two rubber cuffs with a washer between them, support and clamping plates, a plug with internal thread, a rod installed in the support pipe, etc.);

- во-вторых, низкая надёжность в работе при высоких давления (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;- secondly, low reliability at high pressures (25–35 MPa), due to the not perfect seal design of the rubber cuff, since the rubber cuff is compressed by compressing it between the plug and the clamping plate and, accordingly, radially expanding the rubber cuff, therefore, with insufficient compression of the rubber seal at crimping pressures of 25–35 MPa, the probability of loss of tightness is high, which makes it impossible to pressure the preventer;

- 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;- thirdly, the complexity of the application, as a single-use device, i.e. after each crimping of the preventer, it is necessary to disassemble, revise, and assemble it, which increases the cost of servicing the device when crimping the preventer;

- в-четвёртых, высокая себестоимость опрессовки превентора, так как перед каждой опрессовки необходимо демонтировать оборудование;- fourthly, the high cost of crimping the preventer, since before each crimping it is necessary to dismantle the equipment;

- в-пятых, низкая герметичность резиновых манжет при их запакеровке в скважине, обусловленная затеканием резиновых манжет за опорную и зажимную тарелки.fifthly, the low tightness of the rubber cuffs when they are packaged in the well, due to the leakage of the rubber cuffs for the support and clamping plates.

Наиболее близким к предлагаемому 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, две резиновые манжеты с шайбой между ними, опорную и зажимную тарелки, заглушку с внутренней резьбой, установленный в опорной трубе полый шток, предназначенный для сжатия резиновых манжет, причем на верхнем торце зажимной тарелки имеется цилиндрическая выборка, что 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, причем между зажимной тарелкой и заглушкой на шток надета шайба из антифрикционного материала, причем внутрь опорной трубы с верхнего торца установлена прессовой посадкой втулка с внутренней цилиндрической резьбой, соответствующей резьбе штока, причем в эту втулку завернут верхний конец полого штока с цилиндрической резьбой, причем с верхнего торца полого штока выполнена проточка, при этом со дна проточки выполнены два радиальных отверстия, расположенных по диаметру полого штока.Closest to the proposed is a device for crimping the preventer in the well (patent RU 2680618, IPC ЕВВ 33/03, published on 02/25/2019 in bull. No. 6), including a support pipe passing through the preventer body, two rubber cuffs with a washer between them , support and clamping plates, a plug with a female thread, a hollow rod installed in the support pipe for compressing rubber cuffs, and at the upper end of the clamping plate there is a cylindrical selection that the hollow rod is made of a pipe having an outer cylinder at both ends a thread, the plug being made with an internal cylindrical thread, wrapped in a cylindrical thread at the lower end of the rod and provided with a locking screw, the support plate being located on top of the rubber cuffs and press-fit on the support pipe, the clamping plate being located below the rubber cuffs and made flat the upper end, and between the clamping plate and the plug on the rod a washer made of antifriction material is put on, and a press fit w is installed inside the support pipe from the upper end LCA with the inner cylindrical thread corresponding to the thread rod, and in this sleeve is wrapped upper end of a hollow rod with a cylindrical thread and with the upper end of the hollow shaft has a groove, with the bottom of the bore is provided with two radial openings arranged along the diameter of the hollow rod.

Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:

- во-первых, низкая надёжность в работе при высоких давления (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; - firstly, low reliability at high pressures (25–35 MPa), due to the incomplete sealing design of the rubber cuff, since the rubber cuff is compressed by compressing it between the plug and the clamping plate and, accordingly, radially expanding the rubber cuff, therefore, with insufficient compression of the rubber seal at crimping pressures of 25–35 MPa, the probability of loss of tightness is high, which makes it impossible to pressure the preventer, or you have to tighten the clamping plates (squeeze rubber cuff) and re-pressure the preventer;

- во-вторых, трудоёмкость применения, так как устройство одноразового действия, т.е. после каждой опрессовки превентора необходимо производить его разборку, ревизию и сборку;- secondly, the complexity of the application, since the device is a one-time action, i.e. after each crimping of the preventer, it is necessary to disassemble, revise and assemble it;

- в-третьих, высокая себестоимость опрессовки превентора, так как перед каждой опрессовки необходимо демонтировать оборудование;- thirdly, the high cost of crimping the preventer, since before each crimping it is necessary to dismantle the equipment;

- в-четвёртых, низкая герметичность резиновых манжет при их запакеровке в колонной головке скважины, обусловленная затеканием резиновых манжет за опорную и зажимную тарелки.fourthly, the low tightness of the rubber cuffs when they are packaged in the column head of the well, due to the leakage of the rubber cuffs for the support and clamping plates.

Техническими задачами изобретения являются повышение надёжности устройства в работе, снижения трудоёмкости проведения работ и себестоимости опрессовки превнтора, а также повышение герметичности резиновых манжет при их запакеровке на скважине.The technical objectives of the invention are to increase the reliability of the device in operation, reduce the complexity of the work and the cost of crimping the converter, as well as increase the tightness of the rubber cuffs when they are packaged in the well.

Технические задачи решаются стендом для опрессовки превентора на скважине, включающим опорную трубу, проходящую через корпус превентора, нижнюю и верхнюю резиновые манжеты с шайбой между ними, опорную и зажимную тарелки, установленный в опорной трубе полый шток, предназначенный для сжатия резиновых манжет.Technical problems are solved by a stand for crimping a preventer at a well, including a support pipe passing through the preventer body, lower and upper rubber cuffs with a washer between them, a support and clamping plate, a hollow rod installed in the support pipe, designed to compress rubber cuffs.

Новым является то, что на опорной трубе выполнена наружная цилиндрическая выборка, в которой снизу вверх установлены опорная тарелка, выполненная снизу под конус, сужающийся сверху вниз, а сверху опорная тарелка выполнена под обратный конус сужающийся снизу вверх, нижняя резиновая манжета, шайба, верхняя резиновая манжета и зажимная тарелка, при этом внутренний диаметр нижней резиновой манжеты больше внутреннего диаметра верхней резиновой манжеты, причём в транспортном положении обратный конус опорной тарелки сверху взаимодействует с нижней резиновой манжетой, а верхние торцы опорной и зажимной тарелок взаимодействуют с торцами наружной цилиндрической выборки, причём в опорной трубе напротив зажимной тарелки выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец, при этом палец жестко закреплен с одной стороны в зажимной тарелке, а с другой стороны в полом штоке с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза в рабочем положении, при этом полый шток снизу оснащён посадочным седлом под сбрасываемый в патрубок запорный элемент, причем опорная и зажимная тарелки оснащены конусными фасками под резиновые манжеты, позволяющие предотвратить затекание резиновых манжет за опорную и зажимную тарелки при их герметизации в скважине, при этом опорная труба ниже опорной тарелки снабжена механическим якорем с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу, выполненном на наружной поверхности опорной трубы в виде соединенных между собой горизонтальной и вертикальной проточек, при этом механический якорь имеет возможность радиального и осевого перемещения в пределах фигурного паза, при этом верхний конец опорной трубы и затрубное пространство скважины гидравлически обвязаны с насосом.New is that an external cylindrical selection is made on the support pipe, in which a support plate is installed from bottom to top, made from below under a cone, tapering from top to bottom, and from above, the support plate is made under a reverse cone, tapering from bottom to top, lower rubber cuff, washer, upper rubber the cuff and the clamping plate, while the inner diameter of the lower rubber cuff is larger than the inner diameter of the upper rubber cuff, and in the transport position the reverse cone of the support plate interacts with the lower rubber cuff, and the upper ends of the support and clamping plates interact with the ends of the outer cylindrical selection, moreover, in the support pipe opposite the clamping plate there is a vertical through groove in which the finger is installed, while the finger is rigidly fixed on one side to the clamping plate and on the other side in the hollow stem with the possibility of limited movement within the vertical through groove in the working position, while the hollow stem from the bottom is equipped with a landing seat for the locking element discharged into the pipe t, and the support and clamping plates are equipped with conical chamfers under the rubber cuffs, which prevent leakage of rubber cuffs behind the support and clamping plates when they are sealed in the well, while the support pipe below the support plate is equipped with a mechanical armature with a guide pin placed in a figured groove made on the outer surface of the support pipe in the form of interconnected horizontal and vertical grooves, while the mechanical armature has the possibility of radial and axial movement to the limit x figure groove, the upper end of the support pipe and well annulus with hydraulically tied pump.

На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый стенд для опрессовки превентора на скважине в транспортном положении.In FIG. 1 schematically shows the proposed stand for crimping the preventer at the well in the transport position.

На фиг. 2 изображена развертка фигурного паза, выполненного на опорной трубе.In FIG. 2 shows a scan of a figured groove made on a support pipe.

На фиг. 3 схематично изображен предлагаемый стенд для опрессовки превентора на скважине в рабочем положении.In FIG. 3 schematically shows the proposed stand for crimping the preventer at the well in the working position.

Стенд включает опорную трубу 1 (фиг. 1), проходящую через корпус 2 превентора 3, нижнюю 4 и верхнюю 5 резиновые манжеты с шайбой 6 между ними, опорную 7 и зажимную 8 тарелки, установленный в опорной трубе 1 полый шток 9, предназначенный для сжатия резиновых манжет 4 и 5.The stand includes a support pipe 1 (Fig. 1) passing through the casing 2 of the preventer 3, the lower 4 and upper 5 rubber cuffs with a washer 6 between them, the support 7 and the clamping plate 8, installed in the support pipe 1 hollow rod 9, intended for compression rubber cuffs 4 and 5.

На опорной трубе 1 выполнена наружная цилиндрическая выборка 10. В наружной цилиндрической выборке 10 опорной трубы 1 снизу вверх установлены: опорная тарелка 7, выполненная снизу под конус 11, сужающийся сверху вниз, а сверху опорная тарелка 7 выполнена под обратный конус 12 сужающийся снизу вверх, нижняя резиновая манжета 4, шайба 6, верхняя резиновая манжета 5 и зажимная тарелка 8.An outer cylindrical sample 10 is made on the support pipe 1. In the outer cylindrical sample 10, the support pipe 1 is installed from bottom to top: a support plate 7, made from below under a cone 11, tapering from top to bottom, and from above, support plate 7 is made under a cone 12, tapering from bottom to top, lower rubber sleeve 4, washer 6, upper rubber sleeve 5 and clamping plate 8.

Внутренний диаметр D нижней резиновой манжеты 4 больше внутреннего диаметра d верхней уплотнительной резиновой манжеты 5 (D > d).The inner diameter D of the lower rubber sleeve 4 is larger than the internal diameter d of the upper sealing rubber sleeve 5 (D> d).

Причём в транспортном положении обратный конус 12 опорной тарелки 7 сверху взаимодействует с нижней резиновой манжетой 4, а верхние торцы опорной 7 и зажимной 8 тарелок взаимодействуют с торцами наружной цилиндрической выборки 10 опорной трубы 1.Moreover, in the transport position, the reverse cone 12 of the support plate 7 interacts from above with the lower rubber cuff 4, and the upper ends of the support 7 and clamping 8 plates interact with the ends of the outer cylindrical sample 10 of the support pipe 1.

В опорной трубе 1 напротив зажимной тарелки 8 выполнен вертикальный сквозной паз 13, в котором установлен палец 14. In the support tube 1 opposite the clamping plate 8, a vertical through groove 13 is made, in which a pin 14 is mounted.

Палец 14 посредством резьбовых соединений жестко закреплен с одной стороны в зажимной тарелке 8, а с другой стороны в полом штоке 9 с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза 13 в рабочем положении.The finger 14 by means of threaded connections is rigidly fixed on one side in the clamping plate 8, and on the other hand in the hollow rod 9 with the possibility of limited movement within the vertical through groove 13 in the working position.

Полый шток 9 снизу оснащён посадочным седлом 15 под сбрасываемый в опорную трубу 1 запорный элемент 16 (фиг. 3), выполненный в виде шара.The hollow rod 9 from the bottom is equipped with a landing seat 15 for a locking element 16 (Fig. 3), which is discharged into the support tube 1, made in the form of a ball.

Опорная 7 (фиг. 1) и зажимная 8 тарелки оснащены конусными фасками 17 и 18 под соответствующие резиновые манжеты 4 и 5. Конусные фаски 17 и 18 позволяют предотвратить затекание резиновых манжет 4 и 5 за опорную 7 и зажимную 8 тарелки при их герметизации в скважине 19.The supporting 7 (Fig. 1) and clamping 8 plates are equipped with conical chamfers 17 and 18 for the corresponding rubber cuffs 4 and 5. The conical chamfers 17 and 18 prevent the rubber cuffs 4 and 5 from flowing over the supporting 7 and clamping 8 plates when they are sealed in the well 19.

Опорная труба 1 ниже опорной тарелки 7 снабжена механическим якорем 20 с направляющим штифтом 21, размещенным в фигурном пазе 22. The support pipe 1 below the support plate 7 is provided with a mechanical armature 20 with a guide pin 21 located in a figured groove 22.

Механический якорь 20 имеет возможность радиального и осевого перемещения в пределах фигурного паза 22.The mechanical anchor 20 has the possibility of radial and axial movement within the curly groove 22.

Фигурный паз 22 выполнен на наружной поверхности опорной трубы 1 в виде соединенных между собой горизонтальной 23 и вертикальной 24 проточек.Figured groove 22 is made on the outer surface of the support pipe 1 in the form of interconnected horizontal 23 and vertical 24 grooves.

Механический якорь 20 представляет собой четыре подпружиненные в радиальном направлении плашки 25, закрепленные снизу в обойме 26. В качестве механического якоря 20 может применяться любое известное устройство, например якорь механический нижний для обсаженной скважины марки ЯМ3 производства НПФ «Пакер» (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Октябрьский) или якорь механический марки МЯ, производства ООО "ПФ "Пакер Тулз" (Российская Федерация г. Москва). Герметичность устройства в процессе перемещения полого штока 9 (фиг. 1) относительно опорной трубы 1 обеспечивает уплотнительное кольцо 27.The mechanical anchor 20 consists of four radially spring-loaded dies 25 fastened from below in a ferrule 26. Any known device can be used as a mechanical anchor 20, for example, a mechanical lower anchor for a cased well of the YaM3 brand produced by NPF Packer (Russian Federation, Republic of Bashkortostan , Oktyabrsky) or mechanical anchor of МЯ grade, manufactured by PF Packer Tools LLC (Moscow, Russian Federation). The tightness of the device during the movement of the hollow rod 9 (Fig. 1) is relative tionary support tube 1 provides a sealing ring 27.

Верхний конец опорной трубы 1 и затрубное пространство 28 (фиг. 3) скважины 19 гидравлически обвязаны с насосом 29 с помощью нагнетательных линий 30 и 31, соответственно.The upper end of the support pipe 1 and the annular space 28 (Fig. 3) of the well 19 are hydraulically connected to the pump 29 using the discharge lines 30 and 31, respectively.

В качестве насоса 29 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).As pump 29, a pump of any known design can be used, designed to pump fluid into a well, for example, a cementing unit of the CA-320 brand, manufactured by Izhneftegaz LLC (Russian Federation, Republic of Udmurtia, Izhevsk).

Стенд для опрессовки превентора на скважине работает следующим образом.Stand for crimping the preventer in the well works as follows.

Стенд собирают, как показано на фиг. 1 и при открытой задвижке 32 (фиг. 3) патрубка 33 колонной головки скважины 19 спускают устройство вниз через корпус 2 превентора до расположения резиновых манжет 4 и 5 под патрубком 33 в колонной головке скважины 19. При этом направляющий штифт 21 (фиг. 1) механического якоря 20 находится в крайнем левом положении горизонтальной проточки 23 фигурного паза 22 (транспортное положение).The stand is assembled as shown in FIG. 1 and with the open valve 32 (Fig. 3) of the nozzle 33 of the column head of the well 19 lower the device down through the preventer body 2 to the location of the rubber cuffs 4 and 5 under the nozzle 33 in the column head of the well 19. In this case, the guide pin 21 (Fig. 1) mechanical anchor 20 is in the extreme left position of the horizontal groove 23 of the figured groove 22 (transport position).

В процессе спуска устройства происходит заполнение внутреннего пространства опорной трубы 1 (фиг. 1 и 3) и полого штока 9 жидкостью, находящейся в скважине 19.During the descent of the device, the internal space of the support pipe 1 (Figs. 1 and 3) and the hollow rod 9 are filled with liquid in the well 19.

После расположения резиновых манжет 4 и 5 (фиг. 3) под патрубком 33 в колонной головке скважины 19 производят посадку механического якоря 20 и запакеровку резиновых манжет 4 и 5 в колонной головке скважины 19.After the location of the rubber cuffs 4 and 5 (Fig. 3) under the nozzle 33 in the column head of the well 19, the mechanical armature 20 is planted and the rubber cuffs 4 and 5 are packed in the column head of the well 19.

Для этого с устья скважины (на фиг. 1 и 3 не показано) производят поворот опорной трубы 1 по часовой стрелке на длину, больше длины развертки горизонтальной проточки 23 фигурного паза 22, и начинают разгрузку веса опорной трубы 1 на механический якорь 20, при этом конус 11 опорной тарелки 7 входит во взаимодействие с плашками 25 механического якоря 20, после чего плашки 25 фиксируются (на фиг. 1 и 3 не показано) на внутренних стенках скважины 19.To do this, from the wellhead (not shown in FIGS. 1 and 3), the support pipe 1 is turned clockwise by a length greater than the length of the horizontal reamer 23 of the figured groove 22, and the weight of the support pipe 1 is unloaded to the mechanical armature 20, while the cone 11 of the support plate 7 interacts with the dies 25 of the mechanical armature 20, after which the dies 25 are fixed (not shown in FIGS. 1 and 3) on the internal walls of the well 19.

При этом направляющий штифт 21 перемещается сначала слева направо по горизонтальной проточке 23 и попадает в нижнюю часть вертикальной проточки 24, по которой в процессе разгрузки опорной трубы 1 перемещается в верхнюю часть вертикальной проточки 24 фигурного паза 22, выполненного на наружной поверхности опорной трубы 1. Производят разгрузку опорной трубы 1 на резиновые манжеты 4 и 5 поскольку механический якорь 20 своими плашками 25 уже зафиксировался на внутренних стенках скважины 19. При дальнейшей разгрузке опорной трубы 1 на механический якорь 20 обратный конус 12 опорной тарелки 7 входит в проходное сечение нижней резиновой манжеты 4, так как внутренний диаметр D1 нижней резиновой манжеты 4 больше внутреннего диаметра d верхней уплотнительной манжеты 5 (D1 > d).In this case, the guide pin 21 moves first from left to right along the horizontal groove 23 and enters the lower part of the vertical groove 24, through which, during the unloading of the support pipe 1, it moves to the upper part of the vertical groove 24 of the figured groove 22 made on the outer surface of the support pipe 1. unloading the support pipe 1 to the rubber cuffs 4 and 5 since the mechanical anchor 20 with its dies 25 is already fixed on the inner walls of the well 19. With the further unloading of the support pipe 1 to the mechanical anchor s 20 12 Reverse cone support plate 7 includes a passage section lower rubber sleeve 4, since the inner diameter D 1, the lower rubber sleeve 4, inner diameter d of the top sealing cuff 5 (D 1> d).

Наружный диаметр D2 обратного конуса 12 опорной тарелки 7 на 10 мм больше внутреннего диаметра D1 нижней резиновой манжеты 4 (D2 > D1), вследствие чего при посадке обратный конус 12 опорной тарелки 7 нанизывается и входит в нижнюю резиновую манжету 4.The outer diameter D 2 of the return cone 12 of the support plate 7 is 10 mm larger than the inner diameter D 1 of the lower rubber sleeve 4 (D 2 > D 1 ) , as a result of which, when landing, the return cone 12 of the support plate 7 is strung and enters the lower rubber sleeve 4.

В результате внутреннего механического воздействия обратного конуса 12 опорной тарелки 7 на нижнюю уплотнительную резиновую манжету 4, последняя радиально растягивается и прижимается к внутренним стенкам колонной головки скважины 19.As a result of the internal mechanical action of the reverse cone 12 of the support plate 7 on the lower sealing rubber sleeve 4, the latter is radially stretched and pressed against the inner walls of the column head of the well 19.

Далее сбрасывают внутрь опорной трубы 1 запорный элемент (шар) 16, который садится на посадочное седло 15 полого штока 9.Next, the locking element (ball) 16, which sits on the landing seat 15 of the hollow rod 9, is thrown into the support pipe 1.

Затем обвязывают насос 29 (фиг. 3), например цементировочный агрегат ЦА-320 с помощью нагнетательной линии 30 с задвижкой 34 с верхним концом опорной трубы 1 и при открытой задвижке 34 нагнетают технологическую жидкость, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м3 в опорную трубу 1 и создают в ней избыточное давление, например 5,0 МПа.Then tie the pump 29 (Fig. 3), for example, the cementing unit ЦА-320 with the help of the discharge line 30 with the valve 34 with the upper end of the support pipe 1 and with the open valve 34 pump technological liquid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 the support pipe 1 and create an excess pressure in it, for example, 5.0 MPa.

Под действием избыточного давления полый шток 9, герметично установленный посредством уплотнительного кольца 27 внутри опорной трубы 1 совместно с пальцем 14 и зажимной тарелкой 8 начинают перемещаться вниз, сжимая верхнюю резиновую манжету 5, упертую снизу в шайбу 6.Under the action of excess pressure, the hollow rod 9, hermetically installed by means of the sealing ring 27 inside the support pipe 1 together with the finger 14 and the clamping plate 8 begin to move downward, compressing the upper rubber sleeve 5, which is rested against the bottom of the washer 6.

Продолжают повышать избыточное давление, например до 9,0 МПа, в результате происходит досжатие резиновых манжет 4 и 5 посредством соответствующих неподвижной опорной тарелки 7 (упертой в нижний торец наружной цилиндрической выборки 10 опорной трубы 1) и подвижной зажимной 8 тарелки, перемещающейся вниз совместно с пальцем 14 и полым штоком 9 в пределах вертикального сквозного паза 13.The excess pressure continues to be increased, for example, to 9.0 MPa, as a result, the rubber cuffs 4 and 5 are compressed by means of the corresponding stationary support plate 7 (support pipe 1 rested against the lower end of the outer cylindrical sample 10) and the movable clamping plate 8 moving downward together with finger 14 and hollow rod 9 within the vertical through groove 13.

Повышается герметичность запакеровки резиновых манжет 4 и 5, так как конусные фаски 17 и 18, выполненные в соответствующих опорной 7 и зажимной 8 тарелках, предотвращают затекание уплотнительных резиновых манжет 4 и 5 за соответствующие опорную 7 и зажимную 8 тарелки при их герметизации в скважине 19. В результате резиновые манжеты 4 и 5 герметично прижимаются к внутренним стенкам скважины 19.The tightness of the sealing of the rubber cuffs 4 and 5 is increased, since the conical chamfers 17 and 18, made in the corresponding support 7 and clamping 8 plates, prevent the sealing rubber cuffs 4 and 5 from flowing over the corresponding supporting 7 and clamping 8 plates when they are sealed in the well 19. As a result, the rubber cuffs 4 and 5 are hermetically pressed against the inner walls of the well 19.

Закрывают задвижку 34 на нагнетательной линии 30.Close the valve 34 on the discharge line 30.

Вращением штурвала (на фиг. 1 показано условно) на 7–10 оборотов привода 35 превентора двигают плашки 36 превентора друг к другу. Плашки 36 герметично обжимают снаружи опорную трубу 1.The rotation of the steering wheel (shown in Fig. 1 conventionally) for 7-10 revolutions of the drive 35 of the preventer move the plate 36 of the preventer to each other. The dies 36 hermetically compress the outside of the support pipe 1.

Затем обвязывают насос 29 с помощью нагнетательной линии 31 с задвижкой 33 с верхним концом опорной трубы 1 и при открытой задвижке 33 нагнетают технологическую жидкость, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м3 в затрубное пространство 28. Поднимают избыточное давление в затрубном пространстве 28 до намеченного давлением опрессовки превентора, например 25,0 МПа, при этом создаваемое избыточное давление будет с одной стороны воздействовать на торец верхней резиновой манжеты 5, а с другой стороны воздействовать на плашки 36 герметично обжимающие опорную трубу 1 и закрывают задвижку 32 патрубка 33. Выдерживают превентор 3 под вышеуказанным давлением, например, в течении 30 мин, причём падение давления более чем на 5 % не допускается, т.е. после окончания опрессовки избыточное давление должно быть не ниже 23,75 МПа. Таким образом производят опрессовку превентора 3.Then, the pump 29 is tied up using the discharge line 31 with a valve 33 with the upper end of the support pipe 1 and, with the valve open 33, pump technological liquid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 into the annulus 28. The excess pressure in the annulus 28 is raised to the pressure of the preventer intended for pressure, for example 25.0 MPa, while the generated overpressure will on the one hand affect the end face of the upper rubber cuff 5, and on the other hand act on the dies 36 hermetically compressing support tube 1 and closing valve 33. The pipe 32 Withstand preventer 3 under pressure from above, for example, within 30 minutes, with a pressure drop of more than 5% is not allowed, i.e., after crimping, the overpressure should not be lower than 23.75 MPa. Thus, pressure testing of the preventer 3 is carried out.

После окончания опрессовки превентора 3 стравливают давление, открыв задвижку 32 на патрубке 33 колонной головки скважины 19, при этом избыточное давление в затрубном пространстве 28 снижается.After crimping the preventer 3, release the pressure by opening the valve 32 on the pipe 33 of the column head of the well 19, while the overpressure in the annulus 28 is reduced.

Затем открывают задвижку 34 и стравливают давление во внутренних пространствах опорной трубы 1 и полого штока 9 выше запорного элемента 16. Демонтируют нагнетательную линию 30.Then open the valve 34 and release the pressure in the internal spaces of the support pipe 1 and the hollow rod 9 above the locking element 16. Disassemble the discharge line 30.

Далее не извлекая устройства из скважины 19 заменяют на опорном фланце скважины опрессованный превентор 3 на превентор 3', подлежащий опрессовке и повторяют выше описанные операции по опрессовке првентора 3', начиная с монтажа нагнетательной линии 30.Then, without removing the device from the well 19, the oppressed preventer 3 is replaced on the support flange of the well with the preventer 3 'to be crimped and the above described operations for crimping the preventer 3' are repeated, starting with the installation of the injection line 30.

Аналогичным образом опрессовывают последующие превенторы 3''….3n.Subsequent 3 '' ... 3 n .

Стенд для опрессовки превентора на скважине снижает трудоёмкость проведения работ, так как предлагаемый стенд многоразового действия, поэтому после каждой опрессовки превентора нет необходимости извлекать резиновые манжеты из колонной головки скважины, производить разборку, ревизию, сборку устройства и снова спускать его в колонную головку скважины.The stand for crimping the preventer at the well reduces the complexity of the work, since the proposed stand is reusable, therefore, after each crimping of the preventer, there is no need to remove the rubber cuffs from the column head of the well, disassemble, revise, assemble the device and again lower it into the column head of the well.

Опрессовка превенторов проводится последовательной их заменой (по мере завершения опрессовки превентора) на колонной головке скважины, что снижает стоимость обслуживания опрессовки превентора, а значит сокращаются финансовые затраты.Pressure testing of preventers is carried out by their successive replacement (as the pressure testing of the preventer is completed) on the column head of the well, which reduces the cost of servicing the pressure testing of the preventer, and therefore financial costs are reduced.

После окончания опрессовки всех превенторов 3….3n демонтируют нагнетательные линии 30 и 31 и извлекают устройство из колонной головки скважины 19.After the crimping of all the preventers 3 ... .3 n is completed , the injection lines 30 and 31 are removed and the device is removed from the column head of the well 19.

Конструкция стенда обеспечивает высокую надёжность работы устройства при высоких давлениях (25–35 МПа) и является в сравнении с прототипом более совершенной.The design of the stand provides high reliability of the device at high pressures (25–35 MPa) and is more advanced in comparison with the prototype.

Предлагаемый стенд для опрессовки превентора на скважине позволяет:The proposed stand for crimping the preventer in the well allows you to:

- повысить надёжность работы устройства;- increase the reliability of the device;

- снизить трудоёмкость проведения работ по опрессовке превентора на скважине;- reduce the complexity of conducting pressure testing of the preventer at the well;

- снизить себестоимость опрессовки превентора;- reduce the cost of crimping the preventer;

- повысить герметичность резиновых манжет при их запакеровке в скважине.- increase the tightness of the rubber cuffs when they are packaged in the well.

Claims (1)

Стенд для опрессовки превентора в скважине, включающий опорную трубу, проходящую через корпус превентора, нижнюю и верхнюю резиновые манжеты с шайбой между ними, опорную и зажимную тарелки, установленный в опорной трубе полый шток, предназначенный для сжатия резиновых манжет, отличающийся тем, что на опорной трубе выполнена наружная цилиндрическая выборка, в которой снизу вверх установлены опорная тарелка, выполненная снизу под конус, сужающийся сверху вниз, а сверху опорная тарелка выполнена под обратный конус, сужающийся снизу вверх, нижняя резиновая манжета, шайба, верхняя резиновая манжета и зажимная тарелка, при этом внутренний диаметр нижней резиновой манжеты больше внутреннего диаметра верхней резиновой манжеты, причём в транспортном положении обратный конус опорной тарелки сверху взаимодействует с нижней резиновой манжетой, а верхние торцы опорной и зажимной тарелок взаимодействуют с торцами наружной цилиндрической выборки, причём в опорной трубе напротив зажимной тарелки выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец, при этом палец жестко закреплен с одной стороны в зажимной тарелке, а с другой стороны в полом штоке с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза в рабочем положении, при этом полый шток снизу оснащён посадочным седлом под сбрасываемый в патрубок запорный элемент, причем опорная и зажимная тарелки оснащены конусными фасками под резиновые манжеты, позволяющие предотвратить затекание резиновых манжет за опорную и зажимную тарелки при их герметизации на скважине, при этом опорная труба ниже опорной тарелки снабжена механическим якорем с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу, выполненном на наружной поверхности опорной трубы в виде соединенных между собой горизонтальной и вертикальной проточек, при этом механический якорь имеет возможность радиального и осевого перемещения в пределах фигурного паза, при этом верхний конец опорной трубы и затрубное пространство скважины гидравлически обвязаны с насосом.A stand for crimping a preventer in a well, including a support pipe passing through the preventer body, lower and upper rubber cuffs with a washer between them, a support and clamping plate, a hollow rod installed in the support pipe for compressing rubber cuffs, characterized in that on the support the pipe has an external cylindrical selection, in which a support plate is installed from bottom to top, made from below under a cone, tapering from top to bottom, and from above, a support plate is made under a reverse cone, tapering from bottom to top, n the lower rubber cuff, the washer, the upper rubber cuff and the clamping plate, while the inner diameter of the lower rubber cuff is larger than the inner diameter of the upper rubber cuff, and in the transport position, the back cone of the support plate interacts from above with the lower rubber cuff, and the upper ends of the support and clamping plates interact with the ends of the outer cylindrical selection, and in the support tube opposite the clamping plate a vertical through groove is made in which a finger is installed, while the finger is rigidly fixed on the one hand in the clamping plate, and on the other hand in the hollow stem with the possibility of limited movement within the vertical through groove in the working position, while the hollow stem from the bottom is equipped with a seating seat for the locking element discharged into the nozzle, and the supporting and clamping plates are equipped with conical chamfers for rubber cuffs to prevent leakage of rubber cuffs for the support and clamping plates when they are sealed at the well, while the support pipe below the support plate is equipped with a mechanical an anchor with a guide pin placed in a figured groove made on the outer surface of the support pipe in the form of horizontal and vertical grooves interconnected, while the mechanical anchor has the possibility of radial and axial movement within the figured groove, while the upper end of the support pipe and annular the space of the well is hydraulically connected to the pump.
RU2019127336A 2019-08-30 2019-08-30 Bench for preventer pressing round at well RU2708748C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019127336A RU2708748C1 (en) 2019-08-30 2019-08-30 Bench for preventer pressing round at well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019127336A RU2708748C1 (en) 2019-08-30 2019-08-30 Bench for preventer pressing round at well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2708748C1 true RU2708748C1 (en) 2019-12-11

Family

ID=69006743

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019127336A RU2708748C1 (en) 2019-08-30 2019-08-30 Bench for preventer pressing round at well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2708748C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2724724C1 (en) * 2020-02-12 2020-06-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Bench for preventer crimping at well
RU2778499C1 (en) * 2022-03-15 2022-08-22 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Stand for testing wellhead equipment

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7207384B2 (en) * 2004-03-12 2007-04-24 Stinger Wellhead Protection, Inc. Wellhead and control stack pressure test plug tool
RU64268U1 (en) * 2007-02-07 2007-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина TEST PACKER
RU64681U1 (en) * 2007-02-28 2007-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина PACKER
CN101451431A (en) * 2007-12-04 2009-06-10 梁伟成 Pressure testing device at well mouth
RU2680618C1 (en) * 2018-04-27 2019-02-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Preventer on the well hydraulic testing device

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7207384B2 (en) * 2004-03-12 2007-04-24 Stinger Wellhead Protection, Inc. Wellhead and control stack pressure test plug tool
RU64268U1 (en) * 2007-02-07 2007-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина TEST PACKER
RU64681U1 (en) * 2007-02-28 2007-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина PACKER
CN101451431A (en) * 2007-12-04 2009-06-10 梁伟成 Pressure testing device at well mouth
RU2680618C1 (en) * 2018-04-27 2019-02-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Preventer on the well hydraulic testing device

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2724724C1 (en) * 2020-02-12 2020-06-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Bench for preventer crimping at well
RU2778499C1 (en) * 2022-03-15 2022-08-22 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Stand for testing wellhead equipment
RU2795659C1 (en) * 2023-03-10 2023-05-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Stand for pressure testing of double-row preventer
RU2795662C1 (en) * 2023-03-23 2023-05-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for pressure testing of double-row preventer for a well
RU2808287C1 (en) * 2023-05-23 2023-11-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина Bench for pressure testing of double-row preventer at well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US3712115A (en) Pipe testing apparatus
RU2708748C1 (en) Bench for preventer pressing round at well
RU164722U1 (en) PACKER DRILLING WITH A LANDING TOOL, DOWN ON THE CABLE
RU2414586C1 (en) Procedure for isolating operations in well and packer equipment
RU2708737C1 (en) Device for preventer pressing round on well
RU180899U1 (en) PACKER FILLING DRILLED, LOWER ON THE CABLE
RU2629501C1 (en) Equipment for restoration of worn and defective areas of operating columns of oil and gas wells
RU164825U1 (en) DEAF DRILLED PACKER
RU2292442C1 (en) Interval packer device, hydro-mechanical packer and repression-depression action hydraulic packer (its variants)
RU2719879C1 (en) Bench for preventer crimping on well
RU2507375C1 (en) Drillable packer
RU2719878C1 (en) Device for preventer crimping on well
RU179481U1 (en) PACKER DRILLED
RU2611798C1 (en) Wireline drillable packer with setting tool
RU2795659C1 (en) Stand for pressure testing of double-row preventer
RU2795662C1 (en) Device for pressure testing of double-row preventer for a well
RU2808287C1 (en) Bench for pressure testing of double-row preventer at well
RU2788207C1 (en) Preventer pressure test stand
CN207296952U (en) Automatic hydraulic expands guard system
RU2634318C1 (en) Self-retaining hydraulic armature
RU165205U1 (en) PACKER LATERAL HYDROMECHANICAL WITH BATTERY VALVE
RU2431732C1 (en) Device for cementing shank end in well
RU2778499C1 (en) Stand for testing wellhead equipment
RU2679004C1 (en) Device for hydraulic testing the preventer in well
RU51092U1 (en) TEST PACKER