RU229964U1 - HIGH PRESSURE FRACTURING HEAD - Google Patents
HIGH PRESSURE FRACTURING HEAD Download PDFInfo
- Publication number
- RU229964U1 RU229964U1 RU2024122249U RU2024122249U RU229964U1 RU 229964 U1 RU229964 U1 RU 229964U1 RU 2024122249 U RU2024122249 U RU 2024122249U RU 2024122249 U RU2024122249 U RU 2024122249U RU 229964 U1 RU229964 U1 RU 229964U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- side branches
- upper body
- adjustable head
- central channel
- well
- Prior art date
Links
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims abstract description 41
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims description 15
- 238000005266 casting Methods 0.000 claims description 3
- 238000003466 welding Methods 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 9
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 8
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 241000309551 Arthraxon hispidus Species 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000001012 protector Effects 0.000 description 2
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910000990 Ni alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Abstract
Полезная модель относится к нефтегазовой области, а именно к устройству (разводная головка повышенной износостойкости) для закачки жидкостей с высоким давлением, агрессивных жидкостей, жидкостей обработки скважин при проведении гидроразрыва пласта, а также жидкостей при освоении скважин, применяемым для обработки пластов в целях интенсификации добычи углеводородов, а также проведения других технологических операций при капитальном или текущем ремонте нефтяных, газовых, газоконденсатных и водозаборных и водонагнетательных скважин. Техническим результатом является повышение надежности работы. Разводная головка для гидроразрыва пласта содержит верхний корпус с центральным каналом и боковыми отводами, при этом в верхнем конце верхнего корпуса выполнена наружная резьба, обеспечивающая формирование муфтового уплотнительного соединения, а в нижней конце верхнего корпуса выполнена внутренняя резьба, обеспечивающая формирование уплотнительного резьбового соединения с нижним корпусом, с последующей его фиксацией контргайкой, при этом в боковых отводах расположены цилиндрические защитные втулки, а в центральном канале верхнего корпуса под боковыми отводами расположена смесительная камера, диаметром превышающая диаметр боковых отводов, в которую верхней частью и с опорой на верхний торец нижнего корпуса установлена коническая защитная втулка. The utility model relates to the oil and gas industry, namely to a device (adjustable head with increased wear resistance) for pumping high-pressure liquids, aggressive liquids, well treatment liquids during hydraulic fracturing, as well as liquids during well development, used for treating formations for the purpose of intensifying hydrocarbon production, as well as performing other technological operations during capital or current repairs of oil, gas, gas condensate and water intake and water injection wells. The technical result is an increase in the reliability of operation. The hydraulic fracturing head comprises an upper body with a central channel and side branches, wherein an external thread is made in the upper end of the upper body, ensuring the formation of a coupling sealing connection, and an internal thread is made in the lower end of the upper body, ensuring the formation of a sealing threaded connection with the lower body, with its subsequent fixation with a lock nut, wherein cylindrical protective bushings are located in the side branches, and in the central channel of the upper body under the side branches there is a mixing chamber, the diameter of which exceeds the diameter of the side branches, in which a conical protective bushing is installed with its upper part and with support on the upper end of the lower body.
Description
Область техникиField of technology
Полезная модель относится к нефтегазовой области, а именно к устройству (разводная головка повышенной износостойкости) для закачки жидкостей с высоким давлением, агрессивных жидкостей, жидкостей обработки скважин при проведении гидроразрыва пласта, а также жидкостей при освоении скважин, применяемым для обработки пластов в целях интенсификации добычи углеводородов, а также проведения других технологических операций при капитальном или текущем ремонте нефтяных, газовых, газоконденсатных и водозаборных и водонагнетательных скважин.The utility model relates to the oil and gas industry, namely to a device (an adjustable head with increased wear resistance) for pumping high-pressure liquids, aggressive liquids, well treatment liquids during hydraulic fracturing, as well as liquids during well development, used for treating formations for the purpose of intensifying hydrocarbon production, as well as performing other technological operations during capital or current repairs of oil, gas, gas condensate and water intake and water injection wells.
Уровень техники.State of the art.
Разводная головка высокого давления повышенной износостойкости предназначена для закачки жидкостей с высоким расходом во время операций по гидравлическому разрыву пластов (ГРП) с проппантом или песком, кислотному ГРП или солянокислотной обработке (СКО), во время закачки технологических жидкостей в скважину, а также во время отработки жидкостей / флюидов из скважины, и позволяет проводить ее техническое обслуживание и ремонт в полевых условиях.The high-pressure, wear-resistant expansion head is designed for pumping fluids at high flow rates during hydraulic fracturing operations (HF) with proppant or sand, acid fracturing or hydrochloric acid treatment (HCT), during the injection of process fluids into the well, as well as during the processing of liquids / fluids from the well, and allows for its maintenance and repair in the field.
Разводная головка высокого давления повышенной износостойкости применяется при подготовительных работах к ГРП или СКО, в процессе проведения операции ГРП или СКО, при проведении различных технологических операций с созданием избыточного давления, закачкой коррозионных жидкостей, а также отработки твердофазных и жидкофазных флюидов из нефтяных, газовых, газоконденсатных и водозаборных и водонагнетательных скважин.The high-pressure adjustable head with increased wear resistance is used in preparatory work for hydraulic fracturing or surface treatment, during hydraulic fracturing or surface treatment, during various technological operations with the creation of excess pressure, injection of corrosive liquids, as well as the processing of solid-phase and liquid-phase fluids from oil, gas, gas condensate and water intake and water injection wells.
Известны устройства в виде разводных головок высокого давления для проведения гидроразрывов пласта и других операций для закачки жидкостей в скважины, которые обычно изготавливаются из легированной стали с центральным стволом, который обеспечивает канал для направления жидкостей для гидроразрыва под высоким давлением в фонтанную арматуру на устье скважины. Боковые входы в корпусе таких устройств изготавливаются методом сверления для сообщения с центральным стволом. Боковые входы обеспечивают точки подключения линий высокого давления, которые представляют собой стальные трубы, по которым жидкости для гидроразрыва под высоким давлением поступают от насосов гидроразрыва к разводной головке. Разводная головка обычно имеет 1 верхний и 2-5 боковых отводов. Devices in the form of high-pressure adjustable heads for carrying out hydraulic fracturing and other operations for pumping fluids into wells are known, which are usually made of alloy steel with a central barrel that provides a channel for directing high-pressure hydraulic fracturing fluids into the wellhead. Side inlets in the body of such devices are made by drilling for communication with the central barrel. The side inlets provide connection points for high-pressure lines, which are steel pipes through which high-pressure hydraulic fracturing fluids are supplied from the hydraulic fracturing pumps to the adjustable head. The adjustable head usually has 1 upper and 2-5 lateral branches.
Недостатком известных технических устройств является их ограниченный ресурс, который зависит от конструкции устройства, материала изготовления, технологии производства, параметров работ и свойств жидкостей, проводимых на скважине.The disadvantage of known technical devices is their limited service life, which depends on the design of the device, the material of manufacture, the production technology, the parameters of the work and the properties of the liquids carried out at the well.
Еще одним недостатком аналогичных устройств является их не ремонтопригодность или высокая сложность и трудоемкость ремонта, при достижении устройством критических параметров износа.Another disadvantage of similar devices is their lack of repairability or the high complexity and labor intensity of repairs when the device reaches critical wear parameters.
Причиной, препятствующей увеличению ресурса работы таких устройств, повышению надежности, сокращению времени ремонта или замены является то, что известные устройства практически не пригодны для ремонта на месте эксплуатации при достижении критических параметров износа. Замена или ремонт существующих устройств связана с транспортировкой на иногда значительное расстояние по воде, воздуху или суше в мастерскую со специальным оборудованием, что приводит к большим временным и материальным затратам.The reason preventing the increase in the service life of such devices, the increase in reliability, the reduction of repair or replacement time is that the known devices are practically not suitable for repair on site when critical wear parameters are reached. Replacement or repair of existing devices is associated with transportation over a sometimes significant distance by water, air or land to a workshop with special equipment, which leads to large time and material costs.
Из уровня техники известна разводная головка для ГРП, раскрытая в US 20100326648 А1, опубл. 30.12.2010, прототип. Разводная головка содержит верхний корпус с резьбой в верхнем отверстии, который содержит центральный канал и по крайней мере два боковых ответвления, при этом под боковыми ответвлениями расположена смесительная камера. К нижней части верхнего корпуса при помощи резьбового соединения закреплен нижний корпус с контргайкой. Смесительная камера имеет больший диаметр, чем диаметр ответвлений. При этом внутри смесительной камеры установлена коническая защитная втулка с опорой на нижний корпус. Нижний корпус выполнен в виде ниппеля или фланца, верхний корпус содержит муфтовое соединение.A hydraulic expansion joint head for a hydraulic fracturing system is known from the prior art, disclosed in US 20100326648 A1, published 30.12.2010, prototype. The hydraulic expansion joint head comprises an upper body with a thread in the upper opening, which comprises a central channel and at least two lateral branches, wherein a mixing chamber is located under the lateral branches. A lower body with a lock nut is secured to the lower part of the upper body by means of a threaded connection. The mixing chamber has a larger diameter than the diameter of the branches. In this case, a conical protective sleeve with a support on the lower body is installed inside the mixing chamber. The lower body is made in the form of a nipple or flange, the upper body contains a coupling connection.
Недостатком указанной выше разводной головки для ГРП является невысокая износостойкость.The disadvantage of the above-mentioned adjustable head for GRP is its low wear resistance.
Раскрытие сущности полезной моделиDisclosure of the essence of the utility model
Техническая проблема заключается в создании разводной головки высокого давления с повышенной износостойкостью, позволяющей вести контроль внутреннего износа, своевременную замену расходных материалов, снизить время на замену и ремонт оборудования, подверженное высокому абразивному износу в процессе технологических операций на нефтегазоконденсатных и водозаборных и водонагнетательных скважинах и безаварийно проводить работы по ГРП, кислотной обработке и других технологическим операциям, включая отработку жидкостей из скважины.The technical problem is to create a high-pressure adjustable head with increased wear resistance, allowing for monitoring internal wear, timely replacement of consumables, reducing the time for replacement and repair of equipment subject to high abrasive wear during technological operations at oil and gas condensate and water intake and injection wells, and accident-free performance of hydraulic fracturing, acid treatment and other technological operations, including the processing of liquids from the well.
Техническим результатом является повышение надежности работы.The technical result is increased operational reliability.
Указанный технический результат достигается за счет того, что разводная головка для гидроразрыва пласта содержит верхний корпус с центральным каналом и боковыми отводами, при этом в верхнем конце верхнего корпуса выполнена наружная резьба, обеспечивающая формирование муфтового уплотнительного соединения, а в нижнем конце верхнего корпуса выполнена внутренняя резьба, обеспечивающая формирование уплотнительного резьбового соединения с нижним корпусом, с последующей его фиксацией контргайкой, при этом в боковых отводах расположены цилиндрические защитные втулки, а в центральном канале верхнего корпуса под боковыми отводами расположена смесительная камера, диаметром превышающая диаметр боковых отводов, в которую верхней частью и с опорой на верхний торец нижнего корпуса установлена коническая защитная втулка.The specified technical result is achieved due to the fact that the adjustable head for hydraulic fracturing of a formation contains an upper body with a central channel and side branches, wherein an external thread is made in the upper end of the upper body, ensuring the formation of a coupling sealing connection, and an internal thread is made in the lower end of the upper body, ensuring the formation of a sealing threaded connection with the lower body, with its subsequent fixation with a lock nut, wherein cylindrical protective bushings are located in the side branches, and in the central channel of the upper body under the side branches there is a mixing chamber, the diameter of which exceeds the diameter of the side branches, in which a conical protective bushing is installed with its upper part and with support on the upper end of the lower body.
Разводная головка по п. 1, отличающаяся тем, что нижний корпус в нижней части выполнен в виде ниппеля.An adjustable head according to item 1, characterized in that the lower body in the lower part is made in the form of a nipple.
Разводная головка по п. 1, отличающаяся тем, что нижний корпус в нижней части выполнен в виде в виде фланца, внутри которого установлена цилиндрическая защитная втулка.An adjustable head according to item 1, characterized in that the lower housing in the lower part is made in the form of a flange, inside which a cylindrical protective sleeve is installed.
Разводная головка по п. 1, отличающаяся тем, что боковые отводы выполнены методом отлива, методом приваривания или в виде фланцевых соединений.An adjustable head according to item 1, characterized in that the side branches are made by casting, by welding, or in the form of flange connections.
Разводная головка по п. 1, отличающаяся тем, что в центральном канале верхнего корпуса над боковыми отводами установлена цилиндрическая защитная втулка.An adjustable head according to item 1, characterized in that a cylindrical protective sleeve is installed in the central channel of the upper body above the side outlets.
Краткое описание чертежей.Brief description of the drawings.
Полезная модель поясняется чертежами, где:The utility model is illustrated by drawings, where:
на фиг.1 изображено заявленное устройство в виде составного корпуса с боковыми отводами, состоящего из верхнего и нижнего корпуса: а) с нижним корпусом в виде фланца; b) с нижним корпусом в виде ниппеля;Fig. 1 shows the claimed device in the form of a composite body with side branches, consisting of an upper and lower body: a) with a lower body in the form of a flange; b) with a lower body in the form of a nipple;
на фиг.2 изображено последовательно соединенные два общих корпуса заявленного устройства при помощи ниппельного уплотнения;Fig. 2 shows two common housings of the claimed device connected in series using a nipple seal;
на фиг.3 изображено заявляемое устройство в виде составного корпуса с боковыми отводами, состоящего из верхнего корпуса и нижнего корпуса, выполненного в виде фланца,Fig. 3 shows the claimed device in the form of a composite housing with side outlets, consisting of an upper housing and a lower housing made in the form of a flange,
где 1 — верхний корпус; 2 — нижний корпус; 3 — контргайка; 4 — цилиндрическая защитная втулка бокового отвода; 5 -коническая защитная втулка верхнего корпуса; 6 — цилиндрическая защитная втулка нижнего корпуса; 7 — боковой отвод; 8 — смесительная камера; 9 — цилиндрическая защитная втулка ниппельного уплотнения, 10 — фланец; 11 — ниппель; 12 — муфта; 13 — центральный канал.where 1 is the upper housing; 2 is the lower housing; 3 is a lock nut; 4 is a cylindrical protective sleeve of the side outlet; 5 is a conical protective sleeve of the upper housing; 6 is a cylindrical protective sleeve of the lower housing; 7 is a side outlet; 8 is a mixing chamber; 9 is a cylindrical protective sleeve of the nipple seal, 10 is a flange; 11 is a nipple; 12 is a coupling; 13 is a central channel.
Осуществление полезной моделиImplementation of a utility model
Разводная головка для гидроразрыва пласта состоит из составного корпуса, выполненный в виде верхнего корпуса (1) с центральным каналом (13) и боковыми отводами (7) и нижним корпусом (2), который соединен с нижней частью верхнего корпуса (1) при помощи резьбового соединения с уплотнением. В верхнем конце верхнего корпуса (1) выполнена наружная резьба, обеспечивающая формирование муфтового уплотнительного соединения, а в нижнем конце верхнего корпуса (1) выполнена внутренняя резьба, обеспечивающая формирование уплотнительного соединение с нижним корпусом (2), с последующей его фиксацией контргайкой (3). В боковых отводах (7) расположены цилиндрические защитные втулки (4), а в центральном канале (13) верхнего корпуса под боковыми отводами расположена смесительная камера (8), диаметром превышающая диаметр боковых отводов (7), в которую верхней частью и с опорой на верхний торец нижнего корпуса (2) установлена коническая защитная втулка (5), которую нижний корпус (2) удерживает в смесительной камере (8) разводной головки.The hydraulic fracturing head consists of a composite body made in the form of an upper body (1) with a central channel (13) and side branches (7) and a lower body (2) which is connected to the lower part of the upper body (1) by means of a threaded connection with a seal. In the upper end of the upper body (1) an external thread is made, ensuring the formation of a coupling sealing connection, and in the lower end of the upper body (1) an internal thread is made, ensuring the formation of a sealing connection with the lower body (2), with its subsequent fixation with a lock nut (3). In the side branches (7) there are cylindrical protective bushings (4), and in the central channel (13) of the upper body under the side branches there is a mixing chamber (8), the diameter of which exceeds the diameter of the side branches (7), in which a conical protective bushing (5) is installed with its upper part and with support on the upper end of the lower body (2), which the lower body (2) holds in the mixing chamber (8) of the adjustable head.
Нижний корпус (1) в нижней части выполнен в виде ниппеля (11).The lower body (1) is made in the form of a nipple (11) at the bottom.
Нижний корпус (1) в нижней части выполнен в виде в виде фланца (10) по ГОСТ 28919-91, внутри которого установлена цилиндрическая защитная втулка (6).The lower body (1) is made in the lower part in the form of a flange (10) according to GOST 28919-91, inside which a cylindrical protective sleeve (6) is installed.
Боковые отводы (7) выполнены методом отлива, методом приваривания или в виде фланцевых соединений по ГОСТ 28919-91.The side branches (7) are made by casting, welding or in the form of flange connections according to GOST 28919-91.
В центральном канале (13) верхнего корпуса над боковыми отводами (7) установлена цилиндрическая защитная втулка (4). Количество боковых отводов, обычно, составляет от 2 до 5.In the central channel (13) of the upper body above the side outlets (7) a cylindrical protective sleeve (4) is installed. The number of side outlets is usually from 2 to 5.
По крайней мере два составных корпуса разводных головок соединены друг с другом при помощи нижнего корпуса одного из составных корпусов, нижний конец которого при помощи муфты (12) образует муфтовое уплотнительное соединение с верхним корпусом другого составного корпуса, при этом внутри ниппеля (11) и в центральном канале, над боковыми отводами, зафиксирована коническая защитная втулка (9).At least two composite housings of adjustable heads are connected to each other by means of the lower housing of one of the composite housings, the lower end of which, by means of a coupling (12), forms a coupling sealing connection with the upper housing of the other composite housing, while a conical protective sleeve (9) is fixed inside the nipple (11) and in the central channel, above the side branches.
Цилиндрические защитные втулки (4, 6, 9) и коническая защитная втулка (5) изготовлены как из стальных сплавов, так и из сплавов вольфрама и никеля.The cylindrical protective bushings (4, 6, 9) and the conical protective bushing (5) are made of both steel alloys and tungsten-nickel alloys.
Центральный канал (13) верхнего корпуса (1) имеет воронкообразный участок за счет конической (воронкообразной) защитной втулки (5), который уменьшает внутренний диаметр выходного отверстия разводной головки, позволяя устанавливать головку для ГРП на устье скважины или оборудовании для изоляции устья скважины, имеющем меньший внутренний диаметр, чем у головки для гидроразрыва пласта. The central channel (13) of the upper body (1) has a funnel-shaped section due to the conical (funnel-shaped) protective sleeve (5), which reduces the internal diameter of the outlet opening of the adjustable head, allowing the hydraulic fracturing head to be installed on the wellhead or wellhead isolation equipment, which has a smaller internal diameter than the hydraulic fracturing head.
Ниппель (11) и фланец (10) нижнего корпуса (2) и муфта (12) верхнего корпуса (1) позволяют производить контроль износа внутренней полости разводной головки, а также смену конической защитной втулки (5) и защитных втулок (4, 6, 9).The nipple (11) and flange (10) of the lower housing (2) and the coupling (12) of the upper housing (1) allow monitoring the wear of the internal cavity of the adjustable head, as well as replacing the conical protective sleeve (5) and protective sleeves (4, 6, 9).
Смесительная камера (8) предназначена для смешивания потоков жидкости для перевода жидкости в менее агрессивный режим течения с последующим переходом в диаметр канала нижнего корпуса (2) и стабилизацией режима течения жидкости.The mixing chamber (8) is designed to mix liquid flows to transfer the liquid to a less aggressive flow regime with subsequent transition to the diameter of the channel of the lower body (2) and stabilization of the liquid flow regime.
Муфта (12) верхнего корпуса (1) позволяет подсоединить дополнительное другое оборудование с образованием муфтового уплотнительного соединения и такую же разводную головку с нижним корпусом (2) в виде ниппеля (11) образованием ниппельного уплотнительного соединения для увеличения числа подключаемых нагнетательных линий.The coupling (12) of the upper body (1) allows for the connection of additional other equipment to form a coupling sealing connection and the same adjustable head with the lower body (2) in the form of a nipple (11) to form a nipple sealing connection to increase the number of connected discharge lines.
Устройство работает следующим образом.The device works as follows.
Разводную головку предварительно собирают. Для этого в боковые отводы (7) устанавливают цилиндрические защитные втулки (4) с последующей фиксацией их наружных концов в пазах боковых отводов (7), а в смесительную камеру (8), представляющую собой центральный канал (13), диаметром превышающая диаметр боковых отводов (7), устанавливают коническую защитную втулку (5) и далее при помощи внутренний резьбы в нижнем конце верхнего корпуса (1) присоединяют нижний корпус (2) в виде фланца (10) с образованием уплотнительного резьбового соединения, с последующей фиксацией нижнего корпуса (2) при помощи контргайки (3), после чего во внутренний канал фланца (10) устанавливают цилиндрические защитные втулки (6) с последующей фиксацией их наружных концов в пазах фланца (10). В результате чего формируют разводную головку в сборе, в виде единого составного корпуса, с зафиксированными в смесительной камере (8) конической защитной втулки (5) и в боковых отводах (7) цилиндрические защитные втулки (4). Разводную головку в сборе монтируют на запорную арматуру скважин или протектора фонтанной арматуры, после чего к боковым отводам (7) и верхнему концу центрального канала (13) при помощи муфты (12) присоединяют нагнетательные линии, с образованием муфтового уплотнительного соединения, а к фланцу (10) нижнего корпуса при помощи шпилек и гаек присоединяют к фланцевому оборудованию, находящемуся ниже головки, такие как фланец задвижки, образованием фланцевого уплотнительного соединения. После проведения определенного количества работ или прокачки определенного количества технологических жидкостей необходимо произвести контроль состояния внутренних защитных втулок (4, 5, 6). Для этого необходимо закрыть задвижку под головкой (изолировать от скважины), стравить остаточное давление в разводной головке, отсоединить нагнетательные линии от разводной головки. Операции по ревизии головки проводятся без демонтажа фланца нижнего корпуса разводной головки. Цилиндрические защитные втулки (4) вынимаются из боковых отводов (7), измеряются при помощи штангенциркуля или специального калибрующего устройства, и в зависимости от состояния устанавливаются обратно или подлежат замене на новые. Для контроля конической защитной втулки (5) необходимо ослабить контргайку (3), и отвинтить верхний корпус (1) от нижнего корпуса (2) вынуть коническую защитную втулку (5) и провести контрольные замеры. По результату замеров коническая защитная втулка (5) устанавливается обратно в нижний корпус (1), либо подлежит замене. Цилиндрическая защитная втулка (6) нижнего корпуса (2) в виде фланца подвергается контролю при демонтированном верхнем корпусе (1), она вынимается вверх и подлежит контролю штангенциркулем, либо другим калибрующим устройством и по результату контроля устанавливается обратно, либо подлежит замене. После чего осуществляют сборку разводной головки с учетом вышеизложенного и разводную головку в сборе монтируют на запорную арматуру скважин или протектора фонтанной арматуры с учетом вышеизложенного. После подсоединения нагнетательных линий необходимо провести опрессовку соединений на давление опрессовки, указанное в плане работ, но не превышающее максимальное рабочее давление разводной головки.The adjustable head is pre-assembled. For this purpose, cylindrical protective bushings (4) are installed in the side branches (7) with subsequent fixation of their outer ends in the grooves of the side branches (7), and a conical protective bushing (5) is installed in the mixing chamber (8), which is a central channel (13) with a diameter exceeding the diameter of the side branches (7), and then, using an internal thread in the lower end of the upper body (1), the lower body (2) is attached in the form of a flange (10) with the formation of a sealing threaded connection, with subsequent fixation of the lower body (2) using a lock nut (3), after which cylindrical protective bushings (6) are installed in the internal channel of the flange (10) with subsequent fixation of their outer ends in the grooves of the flange (10). As a result, the adjustable head assembly is formed in the form of a single composite body, with a conical protective sleeve (5) fixed in the mixing chamber (8) and cylindrical protective sleeves (4) in the side branches (7). The adjustable head assembly is mounted on the shut-off valves of the wells or the protector of the wellhead equipment, after which the injection lines are connected to the side branches (7) and the upper end of the central channel (13) using a coupling (12), with the formation of a coupling sealing connection, and to the flange (10) of the lower body, using studs and nuts, they are connected to the flanged equipment located below the head, such as a gate valve flange, with the formation of a flange sealing connection. After performing a certain amount of work or pumping a certain amount of process fluids, it is necessary to monitor the condition of the internal protective sleeves (4, 5, 6). To do this, close the valve under the head (isolate it from the well), bleed off the residual pressure in the adjustable head, and disconnect the discharge lines from the adjustable head. Head inspection operations are carried out without dismantling the flange of the lower body of the adjustable head. Cylindrical protective bushings (4) are removed from the side branches (7), measured using a caliper or a special calibrating device, and, depending on the condition, are installed back or replaced with new ones. To check the conical protective bushing (5), loosen the lock nut (3), unscrew the upper body (1) from the lower body (2), remove the conical protective bushing (5) and carry out control measurements. Based on the results of the measurements, the conical protective bushing (5) is installed back into the lower body (1), or is replaced. The cylindrical protective sleeve (6) of the lower casing (2) in the form of a flange is subject to inspection with the upper casing (1) dismantled, it is pulled out upwards and is subject to inspection with a caliper or other calibrating device and, based on the inspection results, is installed back or is subject to replacement. After which the adjustable head is assembled taking into account the above and the adjustable head as an assembly is mounted on the shut-off valves of the wells or the protector of the wellhead equipment taking into account the above. After connecting the injection lines, it is necessary to pressure test the connections to the pressure test pressure specified in the work plan, but not exceeding the maximum working pressure of the adjustable head.
В случае необходимости подключения дополнительных нагнетательных линий, осуществляют соединение по крайней мере двух составных корпусов разводной головки, при этом смежные головки соединяют при помощи нижнего корпуса (2) в виде ниппеля (11) одной из разводных головок с верхним концом верхнего корпуса (1) другой разводной головки при помощи муфты (12) с образованием уплотнительного муфтового соединения между смежными разводными головками, при этом в канале, образованном центральным каналом (13) над боковыми отводами (7) одной разводной головки и в канале нижнего корпуса (2) другой разводной головки, предварительно установлена и зафиксирована цилиндрическая защитная втулка (9). Сборку смежных защитных втулок и подключение к запорной арматуре осуществляют аналогично, как описано выше, за исключением того, что вместо фланца (10) к верхнему корпусу (1) одной из разводной головки присоединяют нижний корпус (2) в виде ниппеля (11) с образованием ниппельного уплотнительного соединения. Контроль или замена цилиндрической защитной втулки (9) осуществляют при разборке фланцевого уплотнительного соединения.If it is necessary to connect additional injection lines, at least two composite bodies of the adjustable head are connected, wherein the adjacent heads are connected by means of the lower body (2) in the form of a nipple (11) of one of the adjustable heads to the upper end of the upper body (1) of the other adjustable head by means of a coupling (12) with the formation of a sealing coupling connection between the adjacent adjustable heads, wherein in the channel formed by the central channel (13) above the side branches (7) of one adjustable head and in the channel of the lower body (2) of the other adjustable head, a cylindrical protective sleeve (9) is preliminarily installed and fixed. The assembly of the adjacent protective sleeves and the connection to the shut-off valves are carried out similarly to that described above, except that instead of the flange (10), the lower body (2) in the form of a nipple (11) is connected to the upper body (1) of one of the adjustable heads with the formation of a nipple sealing connection. Checking or replacing the cylindrical protective sleeve (9) is carried out when disassembling the flange sealing joint.
Применение заявляемого устройства, разводной головки высокого давления с повышенной износостойкостью позволит внедрить более рациональный сценарий работы на скважине без рисков получения технологических простоев при проведении больших объемных работ по ПНП и других технологических операциях с высокоабразивными технологическими жидкостями, сократить сроки освоения.The use of the claimed device, a high-pressure adjustable head with increased wear resistance, will allow the implementation of a more rational scenario for working at a well without the risk of technological downtime during large-scale work on PNP and other technological operations with highly abrasive process fluids, and will reduce the development time.
Повышение надежности работы устройства достигается за счет материала защитных втулок, обеспечивающего защиту внутренних полостей разводной головки от действия агрессивной перекачивающей среды, способствующей износу и разрушению материала указанных полостей разводной головки, а также использования быстроразъемной конструкции устройства, обеспечивающей быстрый доступ к внутренним полостям разводной головки, для замены защитных втулок, для повышения твердости изделия и механизма разводной головки в целом, предохраняющих корпус устройства от износа, а также позволяющих проведение ремонта и восстановления в соответствии с первоначальными техническими характеристиками и продления времени эксплуатации устройства в процессе операций по ГРП.The reliability of the device is increased due to the material of the protective bushings, which ensures protection of the internal cavities of the adjustable head from the action of an aggressive pumping medium, which contributes to the wear and destruction of the material of the said cavities of the adjustable head, as well as the use of a quick-release design of the device, which ensures quick access to the internal cavities of the adjustable head, for replacing the protective bushings, to increase the hardness of the product and the mechanism of the adjustable head as a whole, protecting the device body from wear, and also allowing for repair and restoration in accordance with the original technical characteristics and extending the service life of the device during hydraulic fracturing operations.
Claims (5)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU229964U1 true RU229964U1 (en) | 2024-11-06 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7478673B2 (en) * | 2006-10-06 | 2009-01-20 | Boyd's Bit Service, Inc. | Frac head including a mixing chamber |
| US8100175B2 (en) * | 2004-11-02 | 2012-01-24 | Stinger Wellhead Protection, Inc. | Fracturing head with replaceable inserts for improved wear resistance and method of refurbishing same |
| RU123885U1 (en) * | 2012-07-20 | 2013-01-10 | Закрытое акционерное общество "Автоспецкомплект" | TEE FOR QUICK DISCONNECT PIPE CONNECTION |
| CN217558308U (en) * | 2022-06-30 | 2022-10-11 | 南京伟业机械有限公司 | Porous injection fracturing head for fracturing wellhead equipment |
| CN220955547U (en) * | 2023-09-05 | 2024-05-14 | 陕西博达石油工程技术服务有限公司 | Fracturing head of fracturing engineering |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8100175B2 (en) * | 2004-11-02 | 2012-01-24 | Stinger Wellhead Protection, Inc. | Fracturing head with replaceable inserts for improved wear resistance and method of refurbishing same |
| US7478673B2 (en) * | 2006-10-06 | 2009-01-20 | Boyd's Bit Service, Inc. | Frac head including a mixing chamber |
| RU123885U1 (en) * | 2012-07-20 | 2013-01-10 | Закрытое акционерное общество "Автоспецкомплект" | TEE FOR QUICK DISCONNECT PIPE CONNECTION |
| CN217558308U (en) * | 2022-06-30 | 2022-10-11 | 南京伟业机械有限公司 | Porous injection fracturing head for fracturing wellhead equipment |
| CN220955547U (en) * | 2023-09-05 | 2024-05-14 | 陕西博达石油工程技术服务有限公司 | Fracturing head of fracturing engineering |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11434901B2 (en) | Fluid end | |
| US12221957B2 (en) | Fracturing pump arrangement using a plunger with an internal fluid passage | |
| US8113275B2 (en) | Multipart frac head with replaceable components | |
| US10670013B2 (en) | Fluid end assembly | |
| US11788527B2 (en) | Fluid end | |
| RU2572878C2 (en) | Trailer with manifold with several hinged layouts of bends | |
| US8528585B2 (en) | Quick-change wear sleeve for a high-pressure fluid conduit | |
| US11111759B2 (en) | Ball valve for oil and gas fracturing operation | |
| RU229964U1 (en) | HIGH PRESSURE FRACTURING HEAD | |
| US8931551B2 (en) | Multipart frac head with replaceable components | |
| CN108049836B (en) | Pressurized SAGD wellhead replacement device and replacement method thereof | |
| CN206668533U (en) | Slush pump | |
| RU2394152C1 (en) | Procedure for repair of production wells | |
| CA2585321C (en) | Multipart frac head with replaceable components | |
| US9212543B2 (en) | Apparatus and methods for conducting well-related fluids | |
| US9080563B2 (en) | Pump rod connector apparatus and method | |
| RU2823364C1 (en) | X-mas tree protector | |
| RU2171357C2 (en) | Device of wellhead equipment | |
| CN206280205U (en) | Attachment structure between slush pump fluid cylinder | |
| RU2629182C2 (en) | Trailer with manifold and multiple articulated arm assemblies | |
| WO2018032098A1 (en) | Blowout preventer with integrated flow tee, stuffing box bottom, and grease fitting | |
| CA2545226C (en) | An abrasion resistant frac head with a quick-change wear sleeve and method of refurbishing same | |
| CN207813538U (en) | Valve gear is changed in not giving up for casing main valve | |
| CN108590998A (en) | A kind of voltage stabilizing mud pump with plunger |