RU2788370C1

RU2788370C1 - Bridge connector for connecting a chain hydraulic fracturing reservoir to the wellhead and method for installation thereof

Info

Publication number: RU2788370C1
Application number: RU2021137691A
Authority: RU
Inventors: Ричард Брайан САЙЗМОР; Боб МАКГУАЙР; Дэнни Л. АРТЕРХОЛЬТ; Микки КЛАКСТОН; Блейк МАЛЛИНС; Чарльз БИДИ
Original assignee: Ойл Стэйтс Энерджи Сёрвисиз, Л.Л.С.
Priority date: 2019-06-17
Filing date: 2019-12-03
Publication date: 2023-01-18

Abstract

FIELD: drilling.

SUBSTANCE: group of inventions relates to equipment for drilling petroleum and gas boreholes, more specifically, to a connecting bridge for a hydraulic fracturing reservoir. Bridge connector for connecting a chain hydraulic fracturing reservoir to the wellhead comprises a bridge connector head, a first and a second connecting blocks, a first and a second bridge pipe inserts. The bridge connector head includes an axial through channel and a separate inlet. The axial through channel has a first longitudinal axis. The separate inlet has a second longitudinal axis and is in fluid communication with said axial through channel. The first and second connecting blocks are in fluid communication with the axial through channel of the bridge connector head. The first and second bridge pipe inserts are attached to the first and second connecting blocks, respectively, and are in fluid communication therewith. The first and second bridge pipe inserts are configured to attach the bridge connector head to the same wellhead. Method for installing a bridge connector for connecting a chain hydraulic fracturing reservoir to the wellhead includes the stages of providing a chain hydraulic fracturing reservoir, configuring the bridge connector head, configuring the first and second connecting blocks, and attaching the first and second bridge pipe inserts to the first and second connecting blocks, respectively. The hydraulic fracturing reservoir comprises a wellhead pipe insert and an outlet. The wellhead pipe insert is configured to provide an axial fluid flow. The outlet is configured to selectively transmit the hydraulic fracturing fluid flow through the wellhead pipe insert to the bridge connector. The bridge connector head is configured so that the inlet is in fluid communication with the outlet of the chain hydraulic fracturing reservoir. The first and second connecting blocks are configured so as to be in fluid communication with the axial through channel of the bridge connector head. The first and second bridge pipe inserts are configured to attach the bridge connector head to the same wellhead.

EFFECT: shorter downtime during hydraulic fracturing operations and higher safety and productivity.

12 cl, 18 dwg

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ FIELD OF TECHNOLOGY

[1] Настоящее изобретение в целом относится к оборудованию для бурения нефтяных или газовых скважин и, более конкретно, к соединительному мосту для коллектора для гидроразрыва. [1] The present invention generally relates to equipment for drilling oil or gas wells, and more specifically, to a connecting bridge for a hydraulic fracturing reservoir.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ BACKGROUND OF THE INVENTION

[2] Коллекторы для гидроразрыва, также называемые в настоящем документе коллекторами для цепного гидроразрыва, выполнены с возможностью обеспечения проведения операций гидроразрыва на множестве скважин с использованием одного источника — выхода насоса для гидроразрыва. Коллекторы для гидроразрыва устанавливают между выходом насоса для гидроразрыва и устьевыми арматурами для гидроразрыва отдельных скважин. Система коллектора для гидроразрыва принимает текучую среду для гидроразрыва с выхода насоса и направляет ее к одной из многих устьевых арматур для гидроразрыва. Поток текучей среды для гидроразрыва традиционно регулируют с помощью рабочих клапанов, чтобы изолировать выход на отдельную устьевую арматуру для выполнения операций по гидроразрыву. [2] Fracturing reservoirs, also referred to herein as chain fracturing reservoirs, are configured to provide fracturing operations on multiple wells using a single source, the output of the fracturing pump. The fracturing manifolds are installed between the outlet of the fracturing pump and wellheads for fracturing individual wells. The fracturing manifold system receives the fracturing fluid from the pump outlet and directs it to one of the many fracturing wellheads. The flow of fracturing fluid has traditionally been controlled by operating valves to isolate the outlet to a separate wellhead for fracturing operations.

[3] Коллекторы для цепного гидроразрыва могут быть смонтированы на устьевые арматуры для гидроразрыва до прибытия оборудования для гидроразрыва на буровую площадку. По прибытии оборудования для гидроразрыва его лишь необходимо подсоединить ко входу коллектора для гидроразрыва. Поскольку отдельные устьевые арматуры для гидроразрыва не нужно монтировать и демонтировать на каждой стадии гидроразрыва, и поскольку одно и то же оборудование для гидроразрыва может использоваться для выполнения операций гидроразрыва на множестве скважин, коллекторы для цепного гидроразрыва позволяют сократить время простоя при проведении операций гидроразрыва, а также повысить безопасность и производительность. Еще одно преимущество заключается в уменьшении загроможденности оборудованием на буровой площадке. [3] Chain fracturing manifolds may be installed on the fracturing wellhead before the fracturing equipment arrives at the well site. Upon arrival of the fracturing equipment, it only needs to be connected to the inlet of the fracturing manifold. Because individual fracturing wellheads do not need to be installed and dismantled at each stage of fracturing, and because the same fracturing equipment can be used to perform fracturing operations on multiple wells, chain fracturing manifolds reduce downtime during fracturing operations, as well as improve security and performance. Another advantage is the reduction of equipment clutter at the drilling site.

[4] Помимо указанных преимуществ за счет усовершенствования конструкции может быть достигнута еще большая эффективность коллекторов для цепного гидроразрыва и экономия затрат на них. В частности, как правило, текучая среда для обработки в коллекторе для цепного гидроразрыва проходит к устьевым арматурам для гидроразрыва через устьевые крестовины или устьевые головки для гидроразрыва и стальное оборудование для гидроразрыва, но есть несколько недостатков в использовании таких установок для покрытия расстояния между коллектором для цепного гидроразрыва и каждой устьевой арматурой для гидроразрыва. В устьевых крестовинах или устьевых головках для гидроразрыва традиционно используют множество нисходящих линий и ограничителей, которые загромождают область между коллектором для цепного гидроразрыва и устьевой арматурой для гидроразрыва, в результате чего рабочая среда для эксплуатации и технического обслуживания оборудования для гидроразрыва может стать более сложной и менее безопасной. [4] In addition to these advantages, even greater efficiency and cost savings of chain fracturing reservoirs can be achieved by improving the design. In particular, as a rule, the treatment fluid in the chain fracturing reservoir passes to the fracturing wellheads through wellhead crosses or fracturing heads and steel fracturing equipment, but there are several disadvantages in using such installations to cover the distance between the chain fracturing reservoir. hydraulic fracturing and each wellhead fitting for hydraulic fracturing. Fracturing wellheads or wellheads traditionally use a plurality of downlines and restraints that clutter the area between the chain fracturing reservoir and the fracturing wellhead, which can make the operating and maintenance environment for fracturing equipment more difficult and less safe. .

[5] Некоторые конструкции были разработаны, чтобы избежать использования стального оборудования для гидроразрыва. В одной конструкции используется одна линия, изготовленная из коленчатых блоков с соединением на шпильках и проточных трубных вставок с поворотными фланцами. Такая конструкция раскрыта, например, в патентах США № 9,932,800, № 9,518,430 и № 9,068,450. Аналогичная конструкция в настоящее время предлагается для продажи компанией Cameron International из Хьюстона, штат Техас, США, с фирменным названием Monoline. Одним из недостатков этой конструкции является то, что масса оборудования в сочетании с потенциально неудобной ориентацией линий может затруднить установку и привести к созданию неравномерной или повышенной нагрузки на соединения с коллектором для гидроразрыва и/или устьевой арматурой для гидроразрыва. Другой недостаток заключается в том, что использование одной линии для соединения коллектора для гидроразрыва с устьевой арматурой для гидроразрыва может привести к увеличению скорости и турбулентности потока по сравнению с использованием множества линий. Такие условия могут привести к возрастанию риска эрозии устьевой арматуры для гидроразрыва. Замена поврежденной устьевой арматуры для гидроразрыва может быть очень дорогостоящей и трудоемкой. Соответственно, необходимо разработать устройство, систему или способ, позволяющие решить одну или более из вышеперечисленных проблем, связанных с коллекторами для цепного гидроразрыва, из числа одной или более других проблем.[5] Some designs have been developed to avoid the use of steel fracturing equipment. One design uses a single line made of studded elbows and flow tube inserts with swivel flanges. Such a design is disclosed, for example, in US patents No. 9,932,800, No. 9,518,430 and No. 9,068,450. A similar design is currently offered for sale by Cameron International of Houston, Texas, USA, branded as the Monoline. One disadvantage of this design is that the weight of the equipment, combined with the potentially inconvenient line orientation, can make installation difficult and result in uneven or excessive stress on the connections to the fracturing reservoir and/or the fracturing wellhead. Another disadvantage is that using a single line to connect a fracturing reservoir to a fracturing wellhead may result in increased flow velocity and turbulence compared to using multiple lines. Such conditions can lead to an increased risk of erosion of the wellhead for hydraulic fracturing. Replacing damaged wellheads for hydraulic fracturing can be very costly and time consuming. Accordingly, it is necessary to develop an apparatus, system or method to solve one or more of the above problems associated with chain fracturing reservoirs from among one or more other problems.

РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ DISCLOSURE OF THE INVENTION

[6] В коллекторе для цепного гидроразрыва используют двухпроходный мост для соединения коллектора для цепного гидроразрыва с устьевой арматурой для гидроразрыва. Благодаря такой конструкции моста устраняется множество стальных линий для гидроразрыва между коллектором для цепного гидроразрыва и устьевой арматурой для гидроразрыва с обеспечением при этом надежного и долговечного соединения, которое можно регулировать для приспособления к различным конфигурациям коллекторов для цепного гидроразрыва и устьевых арматур для гидроразрыва.[6] The chain fracturing reservoir uses a two-way bridge to connect the chain fracture reservoir to the fracture wellhead. This bridge design eliminates multiple steel fracturing lines between the chain fracturing reservoir and the fracture wellhead while providing a reliable and durable connection that can be adjusted to accommodate various configurations of the chain fracture reservoir and the fracture wellhead.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[7] Различные варианты осуществления настоящего изобретения станут более понятными из подробного описания, приведенного ниже, и из сопроводительных чертежей различных вариантов осуществления настоящего изобретения. На чертежах одинаковые ссылочные позиции могут указывать на идентичные или функционально подобные элементы. [7] Various embodiments of the present invention will become clearer from the detailed description below and from the accompanying drawings of various embodiments of the present invention. In the drawings, like reference numerals may refer to identical or functionally similar elements.

[8] На ФИГ. 1 изображен коллектор для цепного гидроразрыва, известный из уровня техники. [8] FIG. 1 depicts a chain fracturing reservoir known in the art.

[9] На ФИГ. 2 изображен один вариант осуществления усовершенствованного соединения с двумя трубными вставками, проходящего от коллектора для цепного гидроразрыва к устьевой арматуре для гидроразрыва.[9] FIG. 2 depicts one embodiment of an improved two-piece pipe connection extending from a chain fracturing manifold to a fracturing wellhead.

[10] На ФИГ. 3 изображена головка мостового соединителя, используемая в сочетании с одним вариантом осуществления усовершенствованного соединения с двумя трубными вставками, показанного на ФИГ. 2.[10] FIG. 3 depicts a bridge connector head used in conjunction with one embodiment of the improved dual tube insert connection shown in FIG. 2.

[11] На ФИГ. 4A-4E изображен один способ установки короткой трубной вставки и резьбового фланца на нижней стороне Т-образного соединения.[11] FIG. 4A-4E show one way to mount a short tube insert and a threaded flange on the underside of a tee.

[12] На ФИГ. 5A-5E изображен один способ установки коротких трубных вставок, резьбовых фланцев и блоков с соединением на шпильках по обе стороны от осевого сквозного канала Т-образного соединения.[12] FIG. 5A-5E depict one method for installing short tube inserts, threaded flanges, and studded blocks on either side of a T-connection axial bore.

[13] На ФИГ. 6А-6В изображен глухой фланец, который дополнительно может быть использован для добавления отклонителя потока к усовершенствованному соединению с двумя трубными вставками, проходящему от коллектора для цепного гидроразрыва к устьевой арматуре для гидроразрыва.[13] FIG. 6A-6B depict a blind flange that can optionally be used to add a diverter to the improved two-pipe connection extending from the chain fracturing header to the fracturing wellhead.

[14] На ФИГ. 7А-7В изображен еще один глухой фланец, который дополнительно может быть использован для добавления одного или более отклонителей потока в альтернативных точках усовершенствованного соединения с двумя трубными вставками.[14] FIG. 7A-7B depict another blind flange that can additionally be used to add one or more diverters at alternative points for the improved two-pipe connection.

[15] На ФИГ. 8 изображено усовершенствованное соединение с двумя трубными вставками, включающее в себя как глухой фланец, показанный на ФИГ. 6A-6B, так и два глухих фланца, показанных на ФИГ. 7A-7B. [15] FIG. 8 shows an improved double tube insert connection including both the blind flange shown in FIG. 6A-6B and the two blind flanges shown in FIG. 7A-7B.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ IMPLEMENTATION OF THE INVENTION

[16] На ФИГ. 1 показан пример коллектора 100 для цепного гидроразрыва из известного уровня техники. Этот коллектор может быть расположен вертикально, как показано на ФИГ. 1, или он может быть расположен горизонтально. Коллектор 100 для гидроразрыва может включать в себя два или более блоков 101 конфигурации скважины. Каждый блок 101 конфигурации скважины включает в себя один или более клапанов 102 и соединительную головку 103, и блоки 101 конфигурации скважины могут быть вместе или отдельно (как показано на чертеже) размещены на подставках 106. Каждая соединительная головка 103 соединена с аналогичной головкой в устьевой арматуре для гидроразрыва. Соединительные головки 103 из предшествующего уровня техники часто упоминаются как головки для гидроразрыва или устьевые крестовины и включают в себя множество точек соединения по текучей среде, как показано на ФИГ. 1. Каждую точку соединения по текучей среде присоединяют к нисходящей линии 110, которая проложена к земле, прежде чем снова повернуть вверх и присоединена к точке соединения на головке 270 устьевой арматуры для гидроразрыва на устьевой арматуре 200 для гидроразрыва. Использование нисходящих линий 110 позволяет операторам регулировать различные расстояния между коллекторами 100 для гидроразрыва и их относительное местоположение. Нисходящие линии 110, как правило, имеют небольшой диаметр, из-за чего поток через них ограничен. Множество линий и ограничителей для этих линий создают загроможденность между коллектором для цепного гидроразрыва и устьевой арматурой для гидроразрыва, что может затруднить техническое обслуживание и привести к проблемам с безопасностью. Каждый блок 101 конфигурации скважины, как правило, включает в себя клапан 102а с гидравлическим приводом и клапан 102b с ручным приводом. Блоки 101 конфигурации скважины коллектора 100 для цепного гидроразрыва соединены друг с другом трубными вставками 104 для цепного гидроразрыва, а последняя трубная вставка 104 для цепного гидроразрыва при необходимости может быть закрыта или соединена с другими блоками 101 конфигурации скважин. Коллектор 100 для цепного гидроразрыва соединен с выходом насоса для гидроразрыва в головке 105 подачи для гидроразрыва. [16] FIG. 1 shows an example of a prior art chain fracturing reservoir 100. This manifold may be positioned vertically as shown in FIG. 1, or it may be positioned horizontally. The reservoir 100 for hydraulic fracturing may include two or more blocks 101 of the configuration of the well. Each well configuration unit 101 includes one or more valves 102 and a connection head 103, and the well configuration units 101 may be placed together or separately (as shown) on stands 106. Each connection head 103 is connected to a similar head in the wellhead for hydraulic fracturing. Prior art connection heads 103 are often referred to as fracturing heads or wellheads and include a plurality of fluid connection points as shown in FIG. 1. Each fluid connection point is connected to a downstream line 110 that is routed to the ground before turning up again and connected to a connection point on the fracture head 270 on the fracture wellhead 200. The use of downlinks 110 allows operators to adjust the various distances between the fracturing reservoirs 100 and their relative locations. The downcomers 110 are typically of small diameter, which restricts flow through them. The multiple lines and restrictors for these lines create clutter between the chain fracturing reservoir and the fracturing wellhead, which can hamper maintenance and lead to safety issues. Each well configuration unit 101 typically includes a hydraulically operated valve 102a and a manually operated valve 102b. The well configuration blocks 101 of the chain fracturing reservoir 100 are connected to each other by chain fracturing tubing inserts 104, and the last tubular fracturing insert 104 can be closed or connected to other well configuration blocks 101 as needed. The chain fracturing manifold 100 is connected to the fracturing pump outlet in the fracturing feed head 105 .

[17] Во время работы клапаны 102 одного блока 101 конфигурации скважины открываются, обеспечивая поток текучей среды к соответствующей устьевой арматуре 200 для гидроразрыва через его соединительную головку 103, в то время как клапаны 102 других блоков 101 конфигурации скважины в коллекторе 100 для цепного гидроразрыва закрыты. Клапаны 102 могут быть закрыты и открыты для управления потоком через различные блоки 101 конфигурации скважины коллектора 100 для цепного гидроразрыва. [17] During operation, the valves 102 of one well configuration unit 101 open, allowing fluid flow to the associated fracturing wellhead 200 through its connection head 103, while the valves 102 of the other well configuration units 101 in the chain fracturing reservoir 100 are closed. . Valves 102 may be closed and opened to control flow through the various well configuration blocks 101 of the chain fracturing reservoir 100.

[18] На ФИГ. 2 показан приведенный для примера вариант осуществления блока 210 конфигурации скважины с усовершенствованной головкой 230 мостового соединителя. Головка 230 мостового соединителя, которая соединена с устьевой арматурой для гидроразрыва, образует Т-образное соединение 215 с короткой трубной вставкой, проходящей вверх от клапана 102а. Т-образное соединение 215 головки 230 мостового соединителя соединено с двумя блоками 250 с соединением на шпильках. Каждый блок 250 с соединением на шпильках присоединен к трубной вставке 255 моста, которая аналогичным образом соединяется с блоками 250 с соединением на шпильках и головкой 270 устьевой арматуры для гидроразрыва на устьевой арматуре для гидроразрыва. [18] FIG. 2 shows an exemplary embodiment of a well configuration unit 210 with an improved bridge connector head 230. Bridge connector head 230, which is connected to the fracturing wellhead, forms a T-connection 215 with a short tubing insert extending upward from valve 102a. The T-joint 215 of the head 230 of the bridge connector is connected to two blocks 250 with a stud connection. Each studded block 250 is connected to a bridge tubing insert 255, which is similarly connected to the studded blocks 250 and the frac head 270 on the frac wellhead.

[19] Как более подробно показано на ФИГ. 3, головка 230 мостового соединителя включает в себя резьбовые фланцы 235 с каждой стороны буквы «Т» — правый, левый и нижний — присоединенные посредством коротких трубных вставок 238. Глухой фланец 236 может быть присоединен к верхней стороне головки 230 мостового соединителя. Резьбовые фланцы 235, выполненные с возможностью поворота, во время установки выравнивают с соответствующими отверстиями для фланца или болтов. Резьбовые фланцы 235 входят в зацепление с резьбами на наружной поверхности коротких трубных вставок 238, но наружная резьба включает избыточную резьбу, чтобы обеспечить возможность дополнительного поворота резьбового фланца 235 для его установки в требуемое положение. Например, резьбовой фланец 235 в нижней части T-образного соединения выровнен с соответствующим фланцем на блоке 210 конфигурации скважины и для скрепления фланцев друг с другом используют болты. Блок 250 с соединением на шпильках аналогичным образом соединен с каждой из правой и левой сторон Т-образного соединения головки 230 мостового соединителя посредством короткой трубной вставки 238 и резьбовых фланцев 235. Глухой фланец 240 может быть присоединен к стороне блока 250 с соединением на шпильках, которая находится напротив резьбового фланца 235.[19] As shown in more detail in FIG. 3, the bridge connector head 230 includes threaded flanges 235 on each side of the "T"—right, left, and bottom—attached by short tube inserts 238. A blind flange 236 may be attached to the top side of the bridge connector head 230. The rotatable threaded flanges 235 are aligned with the corresponding flange or bolt holes during installation. The threaded flanges 235 engage threads on the outer surface of the short tube inserts 238, but the male threads include excess threads to allow additional rotation of the threaded flange 235 to position it. For example, the threaded flange 235 at the bottom of the T-connection is aligned with the corresponding flange on the well configuration block 210 and bolts are used to secure the flanges together. The studded block 250 is similarly connected to each of the right and left sides of the T-connection of the bridge connector head 230 by a short tube insert 238 and threaded flanges 235. A blind flange 240 may be attached to the studded side of the block 250, which located opposite the threaded flange 235.

[20] Резьбовые фланцы 235 позволяют ориентировать Т-образное соединение головки 230 мостового соединителя и связанные с ним детали в требуемом положении перед окончательной сборкой головки 230 мостового соединителя. Резьбовой фланец 235 в нижней части позволяет поворачивать головку 230 мостового соединителя вокруг центральной оси блока 210 конфигурации скважины (обозначенной на ФИГ. 2 как ось y), что также может упоминаться как азимутальный поворот. Азимутальный поворот вокруг оси y позволяет регулировать в поперечном направлении все Т-образное соединение вместе с обеими трубными вставками 255 моста, чтобы учесть возможное горизонтальное смещение между соединительной головкой 230 моста и головкой 270 устьевой арматуры для гидроразрыва.[20] The threaded flanges 235 allow the T-joint of the bridge connector head 230 and associated parts to be oriented in the required position prior to final assembly of the bridge connector head 230. The threaded flange 235 at the bottom allows the bridge connector head 230 to rotate about the central axis of the well configuration block 210 (indicated as the y-axis in FIG. 2), which may also be referred to as azimuthal rotation. Azimuth rotation around the y-axis allows the entire T-joint along with both bridge tube inserts 255 to be laterally adjusted to account for possible horizontal misalignment between the bridge connection head 230 and the frac head 270.

[21] Резьбовые фланцы 235 на правой и левой сторонах Т-образного соединения позволяют поворачивать трубные вставки 255 моста вокруг центральной оси, проходящей в горизонтальном направлении через Т-образное соединение (обозначена на ФИГ. 2 как ось z), что также может быть упоминаться как вертикальный поворот. Вертикальный поворот вокруг оси z позволяет отрегулировать дистальный конец трубных вставок 255 моста вверх или вниз для учета возможного вертикального смещения между соединительной головкой 230 моста и головкой 270 устьевой арматуры для гидроразрыва.[21] The threaded flanges 235 on the right and left sides of the T-joint allow the bridge tube inserts 255 to be rotated about a central axis extending horizontally through the T-joint (indicated as the z-axis in FIG. 2), which may also be referred to like a vertical turn. Vertical rotation around the z-axis allows the distal end of the bridge inserts 255 to be adjusted up or down to account for possible vertical misalignment between the bridge connection head 230 and the frac head 270.

[22] Внутри Т-образного соединения поток подаваемой текучей среды разделяется на два блока 250 с соединением на шпильках, которые имеют коленчатую форму для направления потоков к трубным вставкам 255 моста. Текучая среда для гидроразрыва проходит через трубные вставки 255 моста к блокам 250 с соединением на шпильках со стороны устьевой арматуры для гидроразрыва и два потока снова соединяются в головке 270 устьевой арматуры для гидроразрыва на устьевой арматуре 200 для гидроразрыва. Примечательно, что когда два потока входят в головку 270 устьевой арматуры для гидроразрыва на устьевой арматуре 200 для гидроразрыва, они входят с противоположных направлений. В результате векторы скорости обоих потоков в некоторой степени нейтрализуют друг друга. Этот эффект нейтрализации приводит к уменьшению скорости объединенного потока в устьевой арматуре 200 для гидроразрыва по сравнению со скоростью, которая была бы достигнута в случае использования одиночного соединителя трубных вставок. [22] Within the T-junction, the supply fluid flow is divided into two studded blocks 250 that are elbowed to direct the flows to the bridge tube inserts 255. The fracturing fluid passes through the bridge tubing inserts 255 to the studded blocks 250 on the side of the fracturing wellhead and the two streams recombine at the fracturing wellhead 270 on the fracturing wellhead 200. Notably, when the two streams enter the fracturing head 270 on the fracturing wellhead 200, they enter from opposite directions. As a result, the velocity vectors of both streams neutralize each other to some extent. This neutralization effect causes the combined flow velocity in the fracturing wellhead 200 to decrease compared to the velocity that would be achieved if a single pipe insert connector was used.

[23] В моделировании, выполненном заявителем, для конфигурации, показанной на ФИГ. 2, в которой каждая трубная вставка моста имеет внутренний диаметр 5 дюймов (12,7 см) и общий расход 100 баррелей в минуту, скорость потока в верхней части устьевой арматуры 200 для гидроразрыва, непосредственно под Т-образным соединением 290, находилась в диапазоне 32-38 футов в секунду (9,75-11,58 м/с). [23] In the simulation performed by the Applicant, for the configuration shown in FIG. 2, in which each bridge tubing insert has an ID of 5 inches (12.7 cm) and a total flow of 100 bpm, the flow rate at the top of the fracturing wellhead 200, immediately below the tee 290, was in the range of 32 -38 fps (9.75-11.58 m/s).

[24] В отдельном моделировании трубные вставки 255 моста были заменены на одиночную трубную вставку моста, проходящую по прямой линии между головкой 230 мостового соединителя и головкой 270 устьевой арматуры для гидроразрыва. Одиночная трубная вставка моста была смоделирована с внутренним диаметром 7 дюймов (17,78 см), так что она имела такую же площадь поперечного сечения, что и комбинация трубных вставок 255 моста (49 дюймов² (0,0316128 м²) против 50 дюймов²(0,032258 м²)). При той же смоделированной скорости потока текучей среды в 100 баррелей в минуту скорости потока, наблюдаемые в одной и той же точке в устьевой арматуре 200 для гидроразрыва, были значительно выше, чем в конфигурации с двумя трубными вставками, как правило, превышая 38 футов в секунду (11,58 м/с), а в некоторых областях — превышая 45 футов в секунду (13,72 м/с). [24] In a separate simulation, the bridge tube inserts 255 were replaced with a single bridge tube insert extending in a straight line between the bridge connector head 230 and the fracturing wellhead 270. A single bridge tube insert was modeled with an inside diameter of 7 inches (17.78 cm) so that it had the same cross-sectional area as the 255 bridge tube insert combination (49 inches ² (0.0316128 m ² ) vs. 50 inches ² (0.032258 m ² )). For the same simulated fluid flow rate of 100 bpm, the flow rates observed at the same point in the fracturing wellhead 200 were significantly higher than in the two-pipe configuration, typically exceeding 38 fps (11.58 m/s), and in some areas exceeding 45 feet per second (13.72 m/s).

[25] Конфигурация с двумя трубными вставками, показанная на ФИГ. 2 также обеспечивает более низкую турбулентность комбинированного потока в устьевой арматуре 200 для гидроразрыва. Более низкая скорость и более низкая турбулентность должны снизить риск эрозии внутри устьевой арматуры 200 для гидроразрыва по сравнению с потоком внутри одиночного соединителя трубных вставок.[25] The configuration with two tube inserts shown in FIG. 2 also provides lower combined flow turbulence in the wellhead 200 for hydraulic fracturing. The lower velocity and lower turbulence should reduce the risk of erosion within the wellhead 200 for hydraulic fracturing compared to flow within a single pipe insert connector.

[26] Установку усовершенствованного соединительного моста можно выполнить несколькими различными способами. Согласно одному способу первый этап процесса установки, как показано на ФИГ. 4A, заключается в надежном прикреплении нижнего резьбового фланца 235 к верхней части блока 210 конфигурации скважины чуть выше клапана 102a, с помощью болтов 280. Затем, как показано на ФИГ. 4B, короткую трубную вставку 238 прикрепляют к резьбовому фланцу 235 путем поворота короткой трубной вставки 238 до тех пор, пока резьбовая часть 282 полностью не войдет в зацепление с сопрягаемой с ней резьбовой частью 284 резьбового фланца 235. Затем, как показано на ФИГ. 4C, верхний резьбовой фланец 235 прикрепляют к короткой трубной вставке 238 путем поворота верхнего резьбового фланца 235 до тех пор, пока резьбовая часть 284 не войдет в зацепление с сопрягаемой с ней резьбовой частью 282 короткой трубной вставки 238. Затем, как показано на ФИГ. 4D, верхний резьбовой фланец 235 прикрепляют к головке 230 мостового соединителя с помощью болтов 280. В этот момент при необходимости головку 230 мостового соединителя азимутально поворачивают вокруг оси y таким образом, чтобы она была правильно выровнена с устьевой арматурой для гидроразрыва, к которой должны быть присоединены трубные вставки моста. Такой азимутальный поворот обеспечивается за счет резьбового соединения между верхним резьбовым фланцем 235 и короткой трубной вставкой 238, как показано на ФИГ. 4E. После того, как головка 230 мостового соединителя будет правильно выровнена, все болты и соединения надежно затягивают.[26] Installation of the improved connecting bridge can be performed in several different ways. According to one method, the first step of the installation process, as shown in FIG. 4A is to securely attach the lower threaded flange 235 to the top of the well configuration block 210 just above valve 102a using bolts 280. Then, as shown in FIG. 4B, the short tube insert 238 is attached to the threaded flange 235 by turning the short tube insert 238 until the threaded portion 282 is fully engaged with the mating threaded portion 284 of the threaded flange 235. Then, as shown in FIG. 4C, the top threaded flange 235 is attached to the short tube insert 238 by turning the top threaded flange 235 until the threaded portion 284 engages the mating threaded portion 282 of the short tube insert 238. Then, as shown in FIG. 4D, the top threaded flange 235 is attached to the bridge connector head 230 with bolts 280. At this point, if necessary, the bridge connector head 230 is azimuthally rotated around the y-axis so that it is properly aligned with the fracturing tool to which it is to be attached. bridge tubes. This azimuthal rotation is provided by a threaded connection between the top threaded flange 235 and the short tube insert 238, as shown in FIG. 4E. Once the bridge connector head 230 is properly aligned, all bolts and connections are securely tightened.

[27] Согласно этому способу установки следующий этап, как показано на ФИГ. 5A, заключается в надежном прикреплении внутреннего резьбового фланца 235 с каждой стороны головки 230 мостового соединителя с помощью болтов 280. Затем, как показано на ФИГ. 5B, короткую трубную вставку 238 прикрепляют к каждому резьбовому фланцу 235 путем поворота короткой трубной вставки 238 до тех пор, пока резьбовая часть 282 полностью не войдет в зацепление с сопрягаемой с ней резьбовой частью 284 резьбового фланца 235. Затем, как показано на ФИГ. 5C, наружный резьбовой фланец 235 прикрепляют к каждой короткой трубной вставке 238 путем поворота наружного резьбового фланца 235 до тех пор, пока резьбовая часть 284 не войдет в зацепление с сопрягаемой с ней резьбовой частью 282 короткой трубной вставки 238. Затем, как показано на ФИГ. 5D, каждый наружный резьбовой фланец 235 прикрепляют к блоку 250 с соединением на шпильках с помощью болтов 280. При этом, при необходимости блоки 250 с соединением на шпильках поворачивают вертикально вокруг оси z таким образом, чтобы они были правильно выровнены с блоками 250 с соединением на шпильках на устьевой арматуре для гидроразрыва, к которой должны быть присоединены трубные вставки моста. Такой вертикальный поворот обеспечивается за счет резьбового соединения между наружными резьбовыми фланцами 235 и короткими трубными вставками 238, как показано на ФИГ. 5E. Когда блоки 250 с соединением на шпильках будут правильно выровнены, все болты и соединения надежно затягивают. В ходе этой стадии процесса установки трубные вставки 255 моста могут быть прикреплены к блокам 250 с соединением на шпильках либо до, либо после того, как блоки 250 с соединением на шпильках будут прикреплены к наружным резьбовым фланцам 235.[27] According to this installation method, the next step, as shown in FIG. 5A is to securely attach the female threaded flange 235 to each side of the bridge connector head 230 with bolts 280. Then, as shown in FIG. 5B, a short tube insert 238 is attached to each threaded flange 235 by rotating the short tube insert 238 until the threaded portion 282 is fully engaged with the mating threaded portion 284 of the threaded flange 235. Then, as shown in FIG. 5C, a male threaded flange 235 is attached to each short tube insert 238 by turning the male threaded flange 235 until the threaded portion 284 engages the mating threaded portion 282 of the short tube insert 238. Then, as shown in FIG. 5D, each male threaded flange 235 is attached to the studded block 250 with bolts 280. In doing so, if necessary, the studded blocks 250 are rotated vertically about the z-axis so that they are properly aligned with the studded blocks 250. studs on the wellhead fracturing tool to which the bridge pipe inserts are to be attached. This vertical rotation is provided by a threaded connection between the male threaded flanges 235 and the short tube inserts 238, as shown in FIG. 5E. When the studded blocks 250 are properly aligned, all bolts and connections are securely tightened. During this stage of the installation process, the bridge tube inserts 255 may be attached to the studded blocks 250 either before or after the studded blocks 250 are attached to the male threaded flanges 235.

[28] Согласно еще одному способу установки трубные вставки 255 моста, блоки 250 с соединением на шпильках, головка 230 мостового соединителя и головка 270 устьевой арматуры для гидроразрыва могут быть предварительно собраны на буровой площадке. Кран используют для опускания всего узла на блок 210 конфигурации скважины и устьевую арматуру 200 для гидроразрыва, где он может быть присоединен. При наличии перепадов высот между головкой 230 мостового соединителя и головкой 270 устьевой арматуры для гидроразрыва регулировку высоты на любом конце можно выполнить путем поворота резьбовых фланцев 235. [28] In yet another installation method, the bridge inserts 255, studded blocks 250, bridge connector head 230, and frac head 270 may be pre-assembled at the well site. A crane is used to lower the entire assembly onto the well configuration block 210 and the wellhead 200 for hydraulic fracturing where it can be attached. If there are height differences between the bridge connector head 230 and the frac head 270, height adjustment at either end can be made by turning the threaded flanges 235.

[29] Применение моста для цепного гидроразрыва является предпочтительным по сравнению с другими способами соединения коллектора для цепного гидроразрыва с устьевыми арматурами для гидроразрыва по нескольким причинам. Поскольку его ориентацию можно регулировать в одном или обоих из азимутального и вертикального направлений, могут быть учтены различия в расстоянии между различными коллекторами для гидроразрыва и устьевыми арматурами для гидроразрыва, а также различия в их конфигурации. Поскольку мост содержит две трубных вставки моста, для него не требуется множество нисходящих линий, используемых во многих системах из предшествующего уровня техники. Его легче установить и он более стабилен, чем другие жесткие соединения большого диаметра, поскольку его конструкция проще и не требуются регулировки после установки, а также потому, что он симметричен относительно линии, проходящей от блока конфигурации скважины к устьевой арматуре для гидроразрыва. Поскольку он содержит две поточные линии, которые входят в головку устьевой арматуры для гидроразрыва с противоположных направлений, снижается риск эрозии по сравнению с системами из предшествующего уровня техники, в которых используется одиночная поточная линия. [29] The use of a chain fracturing bridge is preferred over other methods of connecting a chain fracture reservoir to a fracture wellhead for several reasons. Because its orientation can be adjusted in one or both of the azimuth and vertical directions, differences in spacing between different fracture reservoirs and wellheads, as well as differences in their configuration, can be accommodated. Because the bridge contains two bridge tube inserts, it does not require the multiple downlinks used in many prior art systems. It is easier to install and more stable than other large diameter rigid connections because it is simpler in design and requires no post-installation adjustments, and because it is symmetrical about the line from the well configuration to the frac. Because it contains two flowlines that enter the fracturing head from opposite directions, the risk of erosion is reduced compared to prior art systems that use a single flowline.

[30] В соответствующих случаях настоящее изобретение может также включать в себя один или более отклонителей потока, как показано на ФИГ. 6А-8. Как показано на ФИГ. 6A, альтернативный вариант осуществления глухого фланца 236 может включать в себя отклонитель 300 потока. Как показано на ФИГ. 8, отклонитель 300 потока проходит вниз от глухого фланца 236 таким образом, что он расположен внутри потока текучей среды для гидроразрыва от коллектора для гидроразрыва к устьевой арматуре для гидроразрыва. Отклонитель 300 потока может быть в целом цилиндрическим с отклоняющими поверхностями 302 и 304. В этой конфигурации центральная ось отклонителя 300 потока может быть по существу выровнена с центральной осью короткой трубной вставки 238, которая соединена с нижней стороной головки 230 мостового соединителя. Эта ось показана как ось y на ФИГ. 2. Отклоняющие поверхности 302 и 304 могут быть криволинейными и предпочтительно вогнутыми, как показано на ФИГ. 6А. В качестве альтернативы, отклоняющие поверхности 302 и/или 304 могут быть выпуклыми, плоскими или могут иметь любую другую конфигурацию. Отклонитель 300 потока также может содержать больше или меньше двух отклоняющих поверхностей. Например, отклонитель 300 потока может быть в целом коническим и содержать одну непрерывную отклоняющую поверхность. В такой конфигурации в целом коническая отклоняющая поверхность также может быть вогнутой, выпуклой, плоской или может иметь любую другую конфигурацию.[30] Where appropriate, the present invention may also include one or more flow diverters as shown in FIG. 6A-8. As shown in FIG. 6A, an alternative embodiment of blind flange 236 may include diverter 300. As shown in FIG. 8, diverter 300 extends downward from blind flange 236 such that it is positioned within the fracturing fluid flow from the fracturing reservoir to the fracturing wellhead. The diverter 300 may be generally cylindrical with diverter surfaces 302 and 304. In this configuration, the central axis of the diverter 300 may be substantially aligned with the central axis of the short tube insert 238 that is connected to the underside of the head 230 of the bridge connector. This axis is shown as the y-axis in FIG. 2. Deflecting surfaces 302 and 304 may be curved and preferably concave as shown in FIG. 6A. Alternatively, deflection surfaces 302 and/or 304 may be convex, flat, or any other configuration. The diverter 300 flow may also contain more or less than two diverting surfaces. For example, the diverter 300 flow may be generally conical and contain a single continuous diverting surface. In such a configuration, the generally conical deflecting surface may also be concave, convex, flat, or any other configuration.

[31] Когда текучая среда течет вверх через короткую трубную вставку 238 и в головку 230 мостового соединителя, поток проходит вдоль оси y, так что он ортогонален оси z, которая проходит через короткие трубные вставки 238, которые отходят от головки 230 мостового соединителя и по направлению к блокам 250 с соединением на шпильках. В результате поток, как правило, становится турбулентным, когда он перемещается от оси y к оси z. Эта турбулентность, а также другие динамические характеристики потока в этой конфигурации могут привести к повышению эрозии и преждевременному выходу из строя головки 230 мостового соединителя и коротких трубных вставок 238. [31] As fluid flows upward through the short tube insert 238 and into the bridge connector head 230, the flow is along the y-axis so that it is orthogonal to the z-axis, which passes through the short tube inserts 238 that extend from the bridge connector head 230 and along towards blocks 250 with stud connection. As a result, the flow tends to become turbulent as it moves from the y-axis to the z-axis. This turbulence, as well as other flow dynamics in this configuration, can lead to increased erosion and premature failure of the bridge connector head 230 and short tube inserts 238.

[32] При установке альтернативного варианта осуществления глухого фланца 236, показанного на ФИГ. 6A, поток, направленный вверх через короткую трубную вставку 238 и в головку 230 мостового соединителя, будет воздействовать на отклоняющие поверхности 302 и 304. Отклоняющие поверхности 302 и 304, как правило, перенаправляют часть потока от оси y к оси z. Это перенаправление может привести к уменьшению турбулентности потока при его перемещении от оси y к оси z и, таким образом, уменьшению эрозии соединительной головки 230 моста и коротких трубных вставок 238.[32] When installing an alternative implementation of the blind flange 236 shown in FIG. 6A, upward flow through the short tube insert 238 and into the bridge connector head 230 will act on the deflection surfaces 302 and 304. The deflection surfaces 302 and 304 typically redirect some of the flow from the y-axis to the z-axis. This redirection can result in less turbulence in the flow as it travels from the y-axis to the z-axis and thus less erosion of the bridge head 230 and short tube inserts 238.

[33] Как показано на ФИГ. 7A-7B, один или оба глухих фланца 240 могут включать в себя отклонитель 310 потока с отклоняющей поверхностью 312. Отклонитель 310 потока может быть в целом цилиндрическим с центральной осью вдоль оси z, как показано на ФИГ. 2. Отклоняющая поверхность 312 может быть криволинейной и предпочтительно вогнутой. В качестве альтернативы, отклоняющая поверхность может быть выпуклой, плоской или может иметь любую другую конфигурацию. Отклонитель 310 потока также может иметь множество отклоняющих поверхностей.[33] As shown in FIG. 7A-7B, one or both blind flanges 240 may include a diverter 310 with a deflector surface 312. The diverter 310 may be generally cylindrical with a central axis along the z-axis as shown in FIG. 2. The deflecting surface 312 may be curved and preferably concave. Alternatively, the deflecting surface may be convex, flat, or any other configuration. The diverter 310 may also have a plurality of diverter surfaces.

[34] Когда текучая среда протекает через короткие трубные вставки 238 и в блоки 250 с соединением на шпильках, она снова меняет направление, на этот раз с оси z на ось x, которая коаксиальна с трубными вставками 255 моста. Этот переход также вызовет турбулентность и, следовательно, возможность эрозии внутри блоков 250 с соединением на шпильках. При использовании альтернативного варианта выполнения глухого фланца 240, как показано на ФИГ. 7A-7B, поток вдоль оси z будет воздействовать на отклоняющую поверхность 312, которая перенаправит часть потока с оси z на ось x и, таким образом, уменьшит эрозию блоков 250 с соединением на шпильках.[34] As fluid flows through the short tube inserts 238 and into the studded blocks 250, it reverses direction again, this time from the z-axis to an x-axis that is coaxial with the bridge tube inserts 255. This transition will also cause turbulence and hence the potential for erosion within the studded blocks 250. When using an alternative implementation of the blind flange 240, as shown in FIG. 7A-7B, the flow along the z-axis will act on the deflection surface 312, which will redirect some of the flow from the z-axis to the x-axis and thus reduce the erosion of the studded blocks 250.

[35] Хотя отклонители 300 и 310 потока также подвержены эрозии, замена глухих фланцев 236 и 240 намного проще и дешевле, чем замена головки 230 мостового соединителя, коротких трубных вставок 238 и/или блоков 250 с соединением на шпильках.[35] Although diverters 300 and 310 are also susceptible to erosion, replacing blind flanges 236 and 240 is much easier and less expensive than replacing bridge connector head 230, short tube inserts 238, and/or studded blocks 250.

[36] Понятно, что в вышеизложенное описание могут быть внесены изменения без отступления от объема настоящего изобретения. В некоторых примерах осуществления элементы и идеи различных иллюстративных приведенных для примера вариантов осуществления могут быть объединены полностью или частично в некоторых или всех иллюстративных приведенных в качестве примеров вариантах осуществления. Кроме того, один или более элементов и идей различных иллюстративных приведенных в качестве примеров вариантов осуществления могут отсутствовать, по меньшей мере частично, и/или быть объединены, по меньшей мере частично, с одним или более другими элементами и идеями различных иллюстративных вариантов осуществления. [36] It is understood that the foregoing description may be modified without departing from the scope of the present invention. In some embodiments, the elements and ideas of various illustrative exemplary embodiments may be combined in whole or in part in some or all of the illustrative exemplary embodiments. In addition, one or more elements and ideas of the various illustrative exemplary embodiments may be omitted, at least in part, and/or combined, at least in part, with one or more other elements and ideas of the various illustrative embodiments.

[37] Любые пространственные привязки, такие как, например, «верхний», «нижний», «выше», «ниже», «между», «внизу», «вертикальный», «горизонтальный», «угловой», «вверх», «вниз», «рядом», «слева направо», «справа налево», «сверху вниз», «снизу вверх», «сверху», «снизу», «низ-верх», «вверх-вниз» и т. д. предназначены исключительно для целей иллюстрации и не ограничивают конкретную ориентацию или расположение конструкции, описанной выше. [37] Any spatial anchors such as, for example, top, bottom, above, below, between, bottom, vertical, horizontal, corner, up ”, “down”, “side by side”, “left to right”, “right to left”, “top to bottom”, “bottom to top”, “top”, “bottom”, “bottom-top”, “up-down” and etc. are for illustrative purposes only and do not limit the specific orientation or location of the structure described above.

[38] Хотя в некоторых приведенных для примера вариантах осуществления различные этапы, процессы и процедуры описаны как проявляющиеся в виде отдельных действий, один или более этапов, один или более процессов и/или одна или более процедур также могут выполняться в разном порядке, одновременно и/или последовательно. В некоторых приведенных для примера вариантах осуществления этапы, процессы и/или процедуры могут быть объединены в один или более этапов, процессов и/или процедур. [38] Although in some exemplary embodiments, the various steps, processes, and procedures are described as appearing as separate acts, one or more steps, one or more processes, and/or one or more procedures may also be performed in a different order, simultaneously, and /or sequentially. In some exemplary embodiments, steps, processes, and/or procedures may be combined into one or more steps, processes, and/or procedures.

[39] В некоторых приведенных для примера вариантах осуществления один или более рабочих этапов в каждом варианте осуществления могут отсутствовать. Кроме того, в некоторых случаях некоторые признаки настоящего изобретения могут быть использованы без соответствующего использования других признаков. Кроме того, один или более из описанных выше вариантов осуществления и/или изменений могут быть полностью или частично объединены с любым одним или более из других описанных выше вариантов осуществления и/или изменений. [39] In some exemplary embodiments, one or more operating steps may be omitted from each embodiment. In addition, in some cases, some features of the present invention may be used without the corresponding use of other features. In addition, one or more of the embodiments and/or modifications described above may be combined in whole or in part with any one or more of the other embodiments and/or modifications described above.

[40] Хотя выше были подробно описаны некоторые приведенные для примера варианты осуществления, описанные варианты осуществления являются лишь примерами и не являются ограничивающими, и для специалистов в данной области техники будет очевидно, что в приведенных для примера вариантах осуществления возможны многие другие модификации, изменения и/или замены без существенного отступления от новых идей и преимуществ настоящего изобретения. Соответственно, все такие модификации, изменения и/или замены включены в объем настоящего изобретения, который определяется нижеследующей формулой изобретения. В формуле изобретения любые пункты типа «средство плюс функция» предназначены для охвата конструкций, описанных в настоящем документе как выполняющих указанную функцию, и не только конструкционных эквивалентов, но также и эквивалентных конструкций. Кроме того, заявитель явно не намерен ссылаться на пункт 6, § 112 статьи 35 Свода законов США для каких-либо ограничений любого из пунктов формулы изобретения в настоящем документе, за исключением тех пунктов, в отношении которых в формуле явным образом использовано слово «означает» вместе со связанной функцией.[40] Although some exemplary embodiments have been described in detail above, the described embodiments are merely exemplary and non-limiting, and it will be apparent to those skilled in the art that many other modifications, changes, and variations are possible in the exemplary embodiments. /or substitutions without substantially departing from the new ideas and advantages of the present invention. Accordingly, all such modifications, changes and/or substitutions are included within the scope of the present invention, which is defined by the following claims. In the claims, any means-plus-function claims are intended to cover the structures described herein as performing the specified function, and not only structural equivalents, but equivalent structures as well. In addition, Applicant expressly does not intend to invoke paragraph 6, § 112 of Article 35 of the United States Code for any limitation of any of the claims in this document, except for those claims in respect of which the word “means” is expressly used in the claims. along with the associated function.

Claims

1. Мостовой соединитель для присоединения коллектора для цепного гидроразрыва к устью скважины, содержащий: 1. A bridge connector for connecting a chain fracturing manifold to a wellhead, comprising:

головку мостового соединителя, включающую в себяbridge connector head, including

осевой сквозной канал, имеющий первую продольную ось, an axial through channel having a first longitudinal axis,

отдельный вход, имеющий вторую продольную ось и сообщающийся по текучей среде с упомянутым осевым сквозным каналом, a separate inlet having a second longitudinal axis and in fluid communication with said axial through channel,

первый и второй присоединительные блоки, сообщающиеся по текучей среде с осевым сквозным каналом головки мостового соединителя, и first and second connection blocks in fluid communication with the axial through channel of the bridge connector head, and

первую и вторую трубные вставки моста, прикреплённые, соответственно, к первому и второму присоединительным блокам и сообщающиеся с ними по текучей среде, причём the first and second pipe inserts of the bridge, attached, respectively, to the first and second connecting blocks and communicating with them in a fluid medium, and

и первая, и вторая трубные вставки моста выполнены с возможностью присоединения головки мостового соединителя к одному и тому же устью скважины. both the first and second bridge tube inserts are configured to attach the bridge connector head to the same wellhead.

2. Мостовой соединитель по п. 1, дополнительно содержащий первую трубную вставку соединителя, сообщающуюся по текучей среде с входом головки мостового соединителя.2. The bridge connector of claim 1, further comprising a first connector tube insert in fluid communication with the inlet of the bridge connector head.

3. Мостовой соединитель по п. 2, в котором первая трубная вставка соединителя присоединена к головке мостового соединителя посредством резьбового фланца.3. A bridge connector according to claim 2, wherein the first tube insert of the connector is connected to the head of the bridge connector via a threaded flange.

4. Мостовой соединитель по п. 1, дополнительно содержащий вторую и третью трубные вставки соединителя, каждая из которых сообщается по текучей среде с одним концом осевого сквозного канала головки мостового соединителя и обе присоединены к головке мостового соединителя посредством резьбового фланца.4. The bridge connector according to claim 1, further comprising a second and third connector tube inserts, each of which is in fluid communication with one end of the axial through channel of the bridge connector head and both are connected to the bridge connector head by means of a threaded flange.

5. Мостовой соединитель по п. 4, в котором первый присоединительный блок присоединён ко второй трубной вставке соединителя посредством резьбового фланца, и второй присоединительный блок присоединён к третьей трубной вставке посредством резьбового фланца. 5. The bridge connector according to claim 4, wherein the first connecting block is connected to the second pipe insert of the connector by means of a threaded flange, and the second connecting block is connected to the third pipe insert by means of a threaded flange.

6. Способ установки соединителя моста для присоединения коллектора для цепного гидроразрыва пласта к устью скважины, включающий в себя следующие этапы: 6. A method for installing a bridge connector for connecting a chain fracturing manifold to a wellhead, comprising the following steps:

обеспечение коллектора для цепного гидроразрыва, содержащего providing a chain fracturing reservoir containing

трубную вставку для устья скважины, выполненную с возможностью обеспечения осевого потока текучей среды, и a wellhead tubular insert configured to provide axial fluid flow, and

выпускное отверстие, выполненное с возможностью выборочного пропускания потока текучей среды для гидроразрыва через трубную вставку для устья скважины к мостовому соединителю; an outlet configured to selectively pass a flow of fracturing fluid through the wellhead tubular insert to the bridge connector;

обеспечение головки мостового соединителя, содержащей providing a bridge connector head containing

отдельный вход, имеющий вторую продольную ось и сообщающийся по текучей среде с упомянутым осевым сквозным каналом; a separate inlet having a second longitudinal axis and in fluid communication with said axial through channel;

конфигурирование головки мостового соединителя таким образом, чтобы вход сообщался по текучей среде с выпускным отверстием коллектора для цепного гидроразрыва, configuring the head of the bridge connector so that the inlet is in fluid communication with the outlet of the manifold for chain fracturing,

конфигурирование первого и второго присоединительных блоков таким образом, чтобы они сообщались по текучей среде с осевым сквозным каналом головки мостового соединителя, configuring the first and second connecting blocks so that they are in fluid communication with the axial through channel of the bridge connector head,

прикрепление первой и второй трубных вставок моста, соответственно, к первому и второму присоединительным блокам, в которых первая и вторая трубные вставки моста выполнены с возможностью присоединения головки мостового соединителя к одному и тому же устью скважины.attaching the first and second bridge pipe inserts, respectively, to the first and second connecting blocks, in which the first and second bridge pipe inserts are configured to attach the head of the bridge connector to the same wellhead.

7. Способ по п. 6, в котором этап конфигурирования головки мостового соединителя включает в себя присоединение первой трубной вставки соединителя, сообщающейся по текучей среде как с входом головки мостового соединителя, так и с выходным отверстием коллектора для цепного гидроразрыва.7. The method of claim 6, wherein the step of configuring the bridge connector head includes attaching a first connector tube insert in fluid communication with both the inlet of the bridge connector head and the outlet of the chain fracturing manifold.

8. Способ по п. 7, в котором резьбовой фланец используется для присоединения первой трубной вставки соединителя к головке мостового соединителя.8. The method of claim 7 wherein the threaded flange is used to attach the first connector tube insert to the head of the bridge connector.

9. Способ по п. 7, в котором головка мостового соединителя вращается вокруг центральной оси первой трубной вставки соединителя.9. The method of claim. 7, in which the head of the bridge connector rotates around the Central axis of the first tube insert of the connector.

10. Способ по п. 6, в котором этап конфигурирования первого и второго присоединительных блоков включает в себя присоединение второй трубной вставки соединителя между первым присоединительным блоком и головкой мостового соединителя, и присоединение третьей трубной вставки соединителя между вторым присоединительным блоком и головкой мостового соединителя.10. The method of claim 6, wherein the step of configuring the first and second junction blocks includes attaching a second connector tubing between the first junction block and the bridge connector head, and attaching a third connector tubing between the second junction block and the bridge connector head.

11. Способ по п. 10, в котором резьбовые фланцы используются для присоединения второй трубной вставки соединителя к первому присоединительному блоку и третью трубную вставку соединителя ко второму присоединительному блоку.11. The method of claim 10, wherein the threaded flanges are used to connect the second connector tube insert to the first connection block and the third connector pipe insert to the second connection block.

12. Способ по п. 11, в котором первая и вторая трубные вставки моста вращаются вокруг центральной оси второй и третьей трубных вставок соединителя. 12. The method of claim 11, wherein the first and second tube inserts of the bridge rotate about a central axis of the second and third tube inserts of the connector.