Превентор для скважин с наклонным устьем

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП) на скважинах с наклонным устьем. Превентор содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, корпус оснащен вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус. Полости корпуса плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Верхняя и нижняя части осевого канала корпуса оснащены коническими посадочными поверхностями. Верхняя коническая поверхность выполнена сужающейся сверху вниз и в неё установлена верхняя сменная центрирующая втулка, выполненная в виде двух полуколец, оснащённых наружными кольцевыми выборками, а нижняя коническая поверхность выполнена сужающейся снизу вверх и в ней установлен нижний сменный центратор. В верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы круглой формы в поперечном сечении, снаружи в горизонтальные каналы верхнего фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальном канале. Выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и фиксации фигурными пазами ползунов за наружные кольцевые выборки верхней сменной центрирующей втулки от осевого перемещения её вверх. Углы наклона конических посадочных поверхностей обеспечивают расстояние между нижним торцом верхней сменной центрирующей втулки и верхним торцом нижнего сменного центратора, меньшее длины муфты герметизируемой колонны труб с минимальным диаметром. Эластичные уплотнители превентора выполнены из термостойкой резины, а верхняя сменная центрирующая втулка и нижний сменный центратор выполнены из баббитового сплава. Технический результат заключается в повышении надежности работы, качества герметизации колонны труб, безопасности проведения работ при возникновении НГВП на устье наклонных скважин сверхвязкой нефти, в сокращении продолжительности ремонта скважин и в обеспечении герметичности превентора в случае выброса пара. 3 ил.

 

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП) на скважинах с наклонным устьем.

Известен противовыбросовый плашечный превентор (патент № 2214499, МПК Е21В 33/06, опубл. 20.10.2003), включающий корпус со стволовым вертикальным каналом и плашечным каналом с уплотнительными элементами, с двух сторон от которых предусмотрены крышки и приводы, при этом плашечный канал имеет круглое сечение, превентор дополнительно содержит полый сменный элемент в виде открытой цилиндрической вставки со сквозными отверстиями в боковой цилиндрической поверхности, установленной в расточке плашечного канала сквозными отверстиями соосно со стволовым вертикальным каналом, при этом на наружной боковой цилиндрической поверхности сменного элемента вдоль его направляющих с двух сторон от стволового вертикального канала предусмотрены гнезда под уплотнительные элементы, а внутренняя поверхность цилиндрической вставки контактирует с плашками.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая надёжность работы герметизирующего узла (уплотнительных элементов плашек) при работе в скважинах сверхвязкой нефти (СВН) с наклонным устьем (под углом до 45°) вследствие их износа и повреждения. Это обусловлено тем, что в процессе проведения спуско-подъёмных операций (СПО) в скважине колонна труб ''лежит'' на устье, а следовательно, и на самом превенторе, поэтому при проведении СПО с колонной труб в наклонной скважине СВН происходит односторонний износ, порезы повреждения муфтой колонны труб уплотнительных элементов, что в конечном счёте приводит к выходу из строя превентора;

- во-вторых, низкое качество герметизации, обусловленное невозможностью плотно загерметизировать колонну труб на скважине с наклонным устьем вследствие отсутствия центровки уплотнительных элементов герметизирующего узла превентора относительно оси герметизируемой колонны труб, поэтому пропуски жидкости через герметизирующий узел превентора начинаются уже при низких давлениях (0,5-1 МПа);

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на скважине СВН с наклонным устьем при текущем и капитальном ремонте связанная с потерей работоспособности превентора из-за выхода из строя его герметизирующего узла ещё до возникновения НГВП;

- в-четвёртых, увеличивается продолжительность ремонта скважины из-за кратного в 2-3 раза сокращения скорости проведения СПО. Это обусловлено тем, что колонна труб ''лежит'' на превенторе в процессе проведения СПО. Установка дополнительного устройства - спайдер над превентором частично позволяет исключить контакт колонны труб с герметизирующим узлом превентора, но полностью не устраняет контакт вследствие осевого перекоса колонны труб относительно оси превентора, при этом увеличивается металлоёмкость и высота устьевой арматуры, применяемой при ремонте скважины;

- в-пятых, эластичные (уплотнительные) элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является превентор плашечный (патент № 2632721, МПК Е21В 33/06, опубл. 09.10.2017), содержащий верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, корпус оснащен вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Нижние глухие плашки, размещенные в плашечном блоке, непосредственно перекрывают вертикальный осевой канал корпуса, причем их корпуса являются корпусами плашечных блоков, корпуса верхних трубных плашек в поперечном сечении имеют прямоугольную форму и размещены в прямоугольных выемках корпусов нижних плашек с возможностью перемещения, при этом эластичные уплотнители размещены в фигурных пазах, выполненных в корпусах плашек, а продольные оси приводных штоков плашек разнесены относительно друг друга в вертикальной диаметральной плоскости и взаимодействуют с двумя резьбовыми отверстиями крышки.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая надёжность работы герметизирующего узла (эластичные уплотнительные элементы трубных плашек) при работе в скважинах СВН с наклонным устьем (под углом до 45°) вследствие их износа и повреждения. Это обусловлено тем, что в процессе проведения СПО в скважину колонна труб ''лежит'' на устье, а, следовательно, и на самом превенторе, поэтому при проведении СПО с колонной труб в скважине СВН с наклонным устьм происходит односторонний износ, порезы повреждения муфтой колонны труб уплотнительных элементов, что в конечном счёте приводит к выходу из строя превентора;

- во-вторых, низкое качество герметизации колонны труб, обусловленное невозможностью плотно загерметизировать колонну труб на устье скважины вследствие отсутствия центровки уплотнительных элементов герметизирующего узла превентора относительно оси герметизируемой колонны труб, поэтому пропуски жидкости через герметизирующий узел превентора начинаются уже при низких давлениях (0,5-1 МПа);

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте связанная с потерей работоспособности превентора из-за выхода из строя его герметизирующего узла ещё до возникновения НГВП;

- в-четвёртых, увеличивается продолжительность ремонта из-за кратного в 2-3 раза сокращения скорости проведения СПО. Это обусловлено тем, что колонна труб ''лежит'' на превенторе в процессе проведения СПО. Установка дополнительного устройства - спайдера над превентором частично позволяет исключить контакт колонны труб с герметизирующим узлом превентора, но полностью не устраняет контакт вследствие осевого перекоса колонны труб относительно оси превентора, при этом увеличивается металлоёмкость и высота устьевой арматуры, применяемой при ремонте скважины;

- в-пятых, эластичные (уплотнительные) элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С.

Техническими задачами изобретения являются повышение надёжности работы устройства и качества герметизации колонны труб на скважине с наклонным устьем, безопасности проведения работ при возникновении НГВП на устье наклонной скважины СВН, а также сокращение продолжительности ремонта и обеспечение герметичности устройства в случае выброса пара.

Поставленные технические задачи решаются превентором для скважин с наклонным устьем, содержащим верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, корпус оснащен вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках.

Новым является то, что верхняя и нижняя части осевого канала корпуса оснащены коническими посадочными поверхностями, причём верхняя коническая поверхность выполнена сужающейся сверху вниз и в неё установлена верхняя сменная центрирующая втулка, выполненная в виде двух полуколец, оснащённых наружными кольцевыми выборками, а нижняя коническая поверхность выполнена сужающейся снизу вверх, в нижней конической поверхности установлен нижний сменный центратор, при этом в верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы круглой формы в поперечном сечении, снаружи в горизонтальные каналы верхнего фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальном канале, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурным пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, с возможностью радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и фиксации фигурными пазами ползунов за наружные кольцевые выборки верхней сменной центрирующей втулки, предотвращающей осевое перемещение втулки вверх, при этом расстояние между нижним торцом верхней сменной центрирующей втулки и верхним торцом нижнего сменного центратора меньше длины муфты герметизируемой колонны труб, а нижний торец нижнего сменного центратора размещен ниже нижнего торца нижнего фланца, причём эластичные уплотнители превентора выполнены из термостойкой резины, а верхняя сменная центрирующая втулка и нижний сменный центратор выполнены из баббитового сплава.

На фиг. 1 в продольном разрезе схематично изображен предлагаемый превентор в процессе работы.

На фиг. 2 изображено сечение А-А верхней центрирующей втулки превентора.

На фиг. 3 изображено сечение Б-Б превентора.

Превентор для скважин с наклонным устьем содержит верхний 1 (фиг. 1) и нижний 2 фланцы, имеющие возможность последовательного соединения с корпусом 3. Корпус 3 оснащен вертикальным круглым осевым каналом 4. Относительно осевого канала 4 корпуса 3 симметрично расположены два боковых горизонтальных канала 5' и 5'' и 6' и 6''. Продольные оси боковых горизонтальных каналов 5' и 5'' и 6' и 6'' расположены перпендикулярно оси вертикального канала 4.

В первых горизонтальных каналах 5' и 5'', выполненных в корпусе 3 с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки 7' и 7'', в которых размещены трубные плашки 8' и 8'', снабженные соответственно эластичными уплотнителями 9' и 9''. Также в боковых горизонтальных каналах 5' и 5'' установлены ручные приводы 10' и 10'' управления трубными плашками 8' и 8'', включающие приводные штоки 11' и 11'' соответствующих трубных плашек 8' и 8'', соответственно имеющие резьбовые соединения 12' и 12'' для взаимодействия с крышками 13' и 13''.

Крышки 13' и 13'' ввернуты в корпус 3. Полости корпуса 3 плашечных блоков 7' и 7'' в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители 9' и 9'', размещены в пазах (на фиг. 1-3 не показано), выполненных в трубных плашках 8' и 8''(фиг. 1). Верхняя часть осевого канала 4 корпуса 3 оснащена конической посадочной поверхностью 14', сужающейся сверху вниз, например, с углом наклона α = 6°, в которую установлена верхняя сменная центрирующая втулка 15'. Нижняя части осевого канала 4 корпуса 3 оснащена конической посадочной поверхностью 14'' выполнена сужающейся к верху, например, с углом наклона β = 6°, в которую установлен нижний сменный центратор 15''.

Конические поверхности 14' и 14'' позволяют исключить осевое перемещение вниз и вверх соответственно верхней сменной центрирующей втулки 15' и нижнего сменного центратора 15'' относительно осевого канала 4 корпуса 3.

Вторые горизонтальные каналы 6' и 6'' выполнены в верхнем фланце 1 и имеют круглую форму в поперечном сечении. Снаружи в горизонтальные каналы 6' и 6'' верхнего фланца 1 в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры 16' и 16''. Винтовые упоры 16' и 16'' (на фиг. 1 показано условно) взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 17' и 17'' (фиг. 1 и 2) цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальных каналах 6' и 6''. Выдвижные ползуны 17' и 17'' оснащены соответственно шпоночными 18' и 18'' и фигурными пазами 19' и 19''. Верхний фланец 1 оснащён шпонками 20' и 20'', установленными в соответствующие шпоночные пазы 18' и 18'' выдвижных ползунов 17' и 17''.

Верхняя сменная центрирующая втулка 15' (фиг. 1, 2), выполнена в виде двух полуколец 21' и 21'' (фиг. 2) с внутренним центрирующим диаметром - Dвцi. Полукольца 21' и 21'' оснащены наружными кольцевыми выборками 22' и 22'', соответственно.

Выдвижные ползуны 17' и 17'' (фиг. 1) имеют возможность радиального перемещения в пределах соответствующих шпоночных пазов 18' и 18'' и фиксации фигурными пазами 19' и 19'' выдвижных ползунов 17' и 17'' за соответствующие наружные кольцевые выборки 22' и 22'' (фиг. 2) верхней сменной центрирующей втулки 15' от осевого перемещения её вверх.

Нижний сменный центратор 15'' имеет внутренний центрирующий диаметр - Dнцi.

Первые боковые горизонтальные каналы 5' и 5'', выполненные в корпусе 3, и вторые горизонтальные каналы 6' и 6'', выполненные в верхнем фланце 1, могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1), так и повернуты на 90° относительно друг друга (на фиг. 1-3 не показано).

При использовании устройства в паронагнетательных скважинах, где температура закачиваемого пара составляет 200-250°С, с целью исключения выброса из скважины закачиваемого пара эластичные уплотнители 9' и 9'', выполняют из термостойкой резины. В качестве термостойкой резины применяют, например, силиконовую термостойкую резину или термостойкую губку ВРП-1, выпускаемую по ТУ 38.105.673-74 для уплотнений различного вида разъемных соединений, работающих в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.

Верхняя сменная центрирующая втулка 15' и нижний сменный центратор 15'' в данном превенторе выполняют роль подшипников скольжения и выполнены из баббитового сплава. Например, из сплава марки Б85 по ГОСТ 1320-74.

Баббитовый сплав обладает низким коэффициентом трения, пластичностью, хорошей прирабатываемостью и износостойкостью, поэтому выполнение верхней сменной центрирующей втулки 15' и нижнего сменного центратора 15'' из баббитового сплава позволяет повысить надёжность работы устройства.

При проведении СПО с колонной труб 23 в плашечных блоках 7' и 7'' (фиг. 1) превентора размещены соответствующие трубные плашки 8' и 8'', снабженные эластичными уплотнителями 9' и 9'' для герметизации соответствующего диаметра - di применяемой колонны труб 23.

Герметичность в боковых горизонтальных каналах 5' и 5'' и 6' и 6'' в процессе работы устройства обеспечивают уплотнительные кольца (на фиг. 1-3 показаны условно).

Предлагаемый превентор работает следующим образом.

Залежь СВН разрабатывают добывающими и паронагнетательными горизонтальными скважинами с наклонным устьем под углом 45°, причём опорные фланцы устьевых арматур таких скважин имеют различные типоразмеры, на которые необходимо крепить превентор.

Превентор обеспечивает герметизацию насосно-компрессорных труб (НКТ) по ГОСТ 633-80 трёх типоразмеров: di = 60, 73, 89 мм.

Например, рассмотрим работу устройства при проведении СПО в наклонной скважине с колонной труб 23 (фиг. 1-3), имеющей, например минимальный диаметр, т.е. по ГОСТ 633-80 выбираем колонну НКТ, у которой наружный диаметр di = 60 мм. Для обеспечения надёжности работы оборудования путём повышения точности центровки герметизируемой колонны труб 23 относительно эластичных уплотнителей 9' и 9'' диаметры верхней сменной центрирующей втулки 15' и нижнего сменного центратора 15'', соответственно, Dвцi и Dнцi равны между собой (Dвцi =Dнцi), но больше диаметра муфты Dмi герметизируемой колонны труб на величину Δdмi = 6 мм, т.е. зазор кольцевой зазор между муфтой 24 колонны труб 23 и верхней сменной центрирующей втулки 15' (нижним сменным центратором 15'').

По ГОСТ 633-80, если герметизируемая колонна труб имеет диаметр di = 60 мм, а диаметр её муфты Dмi = 73 мм, то внутренние диаметры верхней сменной центрирующей втулки 15' и нижнего сменного центратора 15'' соответственно, равны

Dвцi = Dнцi= Dмi + Δdмi =73 мм + (2·6 мм) = 85 мм. Примем Dвцi = Dнцi= 85 мм.

Тогда кольцевой зазор - Δdкi между внутренним диаметром Dвцi верхней сменной центрирующей втулки 15' и герметизируемой колонной труб 23 диаметром di = 60 мм при смыкании между собой полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15' составляет:

Δdкi = (Dмi - di) + Δdмi = (73 мм - 60 мм) : 2 + (6 мм) = 13 : 2 + 6 = 12,5 мм.

С целью возможности установки полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15' в коническую поверхность 14' при пропущенной через осевой канал 4 корпуса 3 превентора герметизируемой колонны труб 23 примем длину наружной кольцевой выборки 22' и 22'' соответствующих полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующая втулки 15' - а на 5 мм меньше величины кольцевого зазора Δdкi при смыкании между собой полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15'. Например, длину - а наружной кольцевой выборки 22' и 22'' соответствующих полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующая втулки 15' выполняют равной:

а = Δdкi - 5 = 12,5 - 5 = 7,5 мм.

Выполнение данного условия позволяет устанавливать верхнюю сменную центрирующую втулку 15' в превентор, когда герметизируемая колонна труб 23 находится в осевом канале 4 корпуса 3, что повышает возможность универсализации превентора. Первые боковые горизонтальные каналы 5' и 5'', выполненные в корпусе 3, и вторые горизонтальные каналы 6' и 6'', выполненные в верхнем фланце 1, могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1), так и повернуты на 90° относительно друг друга (на фиг. 1-3 не показано).

Углы наклона α = β конических поверхностей 14' и 14'' осевого канала 4 корпуса 3 подобраны равными 6°. Расстояние - L между нижним торцом 25 верхней сменной центрирующей втулки и верхним торцом 26 нижнего сменного центратора должно быть меньше длины муфты А (по ГОСТ 633-80, равное: А = 110 мм) герметизируемой колонны труб диаметром di = 60 мм, то есть L < А.

Для выполнения данного условия примем L = 100 мм, тогда L < А или подставляя числовые значения 100 мм < 110 мм (фиг. 1).

Данное условие позволяет повысить точность центровки превентора относительно оси герметизируемой колонны труб, что позволяет увеличить срок службы эластичных уплотнителей герметизирующего узла превентора, и тем самым повысить надёжность устройства в работе. Если расстояние L будет больше длины муфты А = 110 мм, например L = 120 мм, тогда муфта 24 герметизируемой трубы 23 застрянет между, что не позволит проводить СПО труб. Далее собирают превентор на устье наклонной скважины, так как показано на фиг. 1. На устье наклонной скважины сначала вставляют сменный нижний центратор 15'' (фиг. 1 и 3) в конусную поверхность 14'' в нижней части осевого канала 4 корпуса 3. Затем превентор устанавливают на опорный фланец (на фиг. 1-3 не показано) наклонного устья скважины и крепят превентор нижним фланцем с помощью шпилек (на фиг. 1-3 не показано) на опорном фланце наклонного устья скважины.

Нижний торец сменного нижнего центратора 15'' после установки в конусную поверхность 14'' находится ниже нижнего торца нижнего фланца 2 на расстоянии S (фиг. 1), которое зависит от величины зазора между нижним фланцем и опорным фланцем наклонного устья скважины после установки герметизирующего кольца (на фиг. 1-3 не показано) в кольцевую канавку 27 (фиг. 1) и фиксации их шпильками, например, S = 5 мм. Это позволяет жестко зафиксировать сменный нижний центратор 15'' нижним торцом на верхнем торце опорного фланце наклонного устья скважины и предотвратить вращение сменного нижнего центратора 15'' в конусной поверхности 14'' в нижней части осевого канала 4 корпуса 3 в процессе работы превентора и одновременно сохранить герметичность между нижним фланцем и опорным фланцем наклонного устья скважины в процессе рабы устройства.

При монтаже превентора на опорный фланец наклонного устья скважины используют установленный на устье скважины агрегат для подземного ремонта скважины (АПРС), например, А5-40Т. АПРС марки А5-40Т выпускается по ТУ 39-00135680-31-96 и предназначен для производства СПО с колонной труб при ремонте скважин, выпускается АО ''Красный пролетарий'', Россия, Республика Башкортостан, г. Стерлитамак.

Далее с помощью АПРС проводят СПО с колонной труб 23 (НКТ di = 60 мм). Далее через осевой канал 4 корпус 3 превентора посредством АПРС спускают первую трубу колонны труб 23 диаметром di =60 мм в наклонную скважину. В процессе её спуска устанавливают тело трубы колонны НКТ 23 (фиг. 1) напротив конусной поверхности 14'' (фиг. 1 и 2) осевого канала 4 корпуса 3 превентора.

Затем в конусную поверхность 14'' (фиг. 1 и 2) осевого канала 4 корпуса 3 устанавливают до сопряжения торцами два полукольца 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15'. Далее синхронно на 5-6 оборотов по часовой стрелке вращают винтовые упоры 16' и 16'', которые взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 17' и 17'' цилиндрической формы, размещёнными в боковых горизонтальных каналах 6' и 6''. Благодаря вращению винтовых упоров 16' и 16'' ползуны 17' и 17'' совершают радиальное перемещение в боковых горизонтальных каналах 6' и 6'' внутрь корпуса 3 на пределах шпоночных пазов 18' и 18'', а соответствующие им шпонки 20' и 20'' не позволяют выдвижным ползунам 17' и 17'' радиально вращаться. В результате фигурные пазы 19' и 19'' соответствующих выдвижных ползунов 17' и 17'', не имеющие возможность кругового вращения, радиально смещают полукольца 21' и 21'' навстречу друг другу до взаимодействия их торцов наружных кольцевых выборок 22' и 22'', соответственно. В результате сменная центрирующая втулка 15' фиксируется в конической посадочной поверхности 14' за счёт того, что радиальные наружные кольцевые выборки 22' и 22'' длиной: а = 12 мм соответствующих полуколец 21' и 21'' фиксируются фигурными пазами 19' и 19'' и предохраняют верхнюю сменную центрирующую втулку 15' от перемещения вверх относительно осевого канала 4 корпуса 3 превентора. Верхняя сменная центрирующая втулка 15 готова к работе. Далее с помощью АПРС продолжают СПО колонны труб

В процессе проведения СПО с колонной труб 23 может возникнуть НГВП. Для исключения НГВП необходимо загерметизировать пространство между превентором и колонной труб 23 эластичными уплотнителями 9' и 9'' трубных плашек 8' и 8'', а также принять необходимые технологические меры по ликвидации выбросовых явлений, т.е. перекрыть внутреннее пространство колонны труб 23. Для герметизации устья скважины, со спущенной, колонной труб 23 вращают штурвалы ручных приводов 10' и 10'' (фиг. 1) по часовой стрелке на 5-6 оборотов через приводные штоки 11' и 11'', которые воздействуют в осевом направлении на соответствующие трубные плашки 8' и 8'' с эластичными уплотнителями 9' и 9''. В результате трубные плашки 8' и 8'' с эластичными уплотнителями 9' и 9'' радиально перемещаются внутрь, а эластичные уплотнители 9' и 9'' охватывают колонну 23 по всей её окружности. Возникающее под трубными плашками 8' и 8'' давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 9' и 9'' трубных плашек 8' и 8'' к наружной поверхности колонны труб 23, т.е. герметизируют пространство между превентором и колонной труб 23. Положение трубных плашек 8' и 8'' контролируют по ввернутому положению штурвалов ручных приводов 10' и 10''.

Для перекрытия внутреннего пространства колонны труб 23 на устье наклонной скважины на верхний конец колонны труб 23 наворачивают шаровой кран (на фиг. 1-3 не показано) любой известной конструкции (например, марки КШ 70х21) и поворотом рукоятки шарового крана, например, на угол 90°, по часовой стрелке перекрывают его внутреннее проходное сечение. В результате герметизируется внутреннее пространство колонны труб 23 и ликвидируется НГВП.

После ликвидации НГВП т.е. после сброса давления в скважине открывают превентор (разгерметизируют пространство между превентором и колонной труб 23) и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 23. Сначала открывают превентор. Для этого вращением штурвалов ручных приводов 10' и 10'' против часовой стрелки на 5*6 оборотов отводят трубные плашки 8' и 8'' до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 превентора, т.е. возвращают трубные плашки 8' и 8'' с эластичными уплотнителями 9' и 9'' в положение, показанное на фиг. 1. Далее поворотом рукоятки шарового крана против часовой стрелки на угол 90° открывают шаровой кран и, убедившись в отсутствии выброса НГВП по колонне труб 23, отворачивают шаровой кран с верхнего конца колонны труб 23 и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 23. По окончании работ демонтируют превентор с опорного фланца наклонного устья скважины.

Аналогичным образом, как описано выше подбирают размеры верхней сменной центрирующей втулки 15' и нижнего сменного центратора 15'' для проведения СПО с колонной труб диаметром, равным di = 73 или 89 мм, соответственно, а затем с помощью АПРС проводят СПО.

Повышается надёжность работы герметизирующего узла (эластичных уплотнителей трубных плашек) при работе в скважинах СВН с наклонным устьем, вследствие исключения износа и повреждения эластичных уплотнителей. Это достигается благодаря наличию верхнего и нижнего сменных центраторов, подобранных в зависимости от диаметра спускаемой трубы, что исключает выход из строя превентора при его работе на скважине СВН с наклонным устьем. А изготовление верхней сменной центрирующей втулки 15' и нижнего сменного центратора 15'' из баббитового сплава повышает износостойкость последних в условиях повышенного трения с колонной труб и муфтами в скважинах СВН с наклонным устьем, что также положительно влияет на надёжность работы превентора.

Повышается качество герметизации колонны труб, вследствии установки центраторов в составе превентора выше и ниже эластичных уплотнителей, что обеспечивает высокую точность центровки эластичных уплотнителей герметизи-рующего узла превентора относительно оси герметизируемой колонны труб, поэтому гарантированно исключаются пропуски жидкости через герметизирующий узел превентора скважинах СВН с наклонным устьем.

Повышается безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте при возникновении НГВП так как исключена потеря работоспособности превентора из-за надёжной работы герметизирующего узла не зависящего от угла наклона скважины на устье.

Сокращается продолжительность ремонта из-за увеличения скорости проведения СПО в скважинах СВН с наклонным устьем. Это обусловлено тем, что конструктивно высота центратора больше высоты муфты, спускаемой колонны труб, что позволяет повысить точность центровки, исключить контакт спускаемой колонны труб и её муфт с осевым каналом 4 корпуса 3 превентора и тем самым производить СПО с колоннами труб без потери скорости.

Эластичные уплотнители 9', 9'', выполнены из термостойкой губки ВРП-1, обеспечивающей герметичности превентора при выбросе пара в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.

- Предлагаемый превентор для скважин с наклонным устьем имеет:

- универсальность при работе с различными типоразмерами колонны труб и опорных фланцев устьевых арматур;

- высокую надёжность в работе;

- качественную герметизацию колонны труб;

- высокую безопасность проведения работ на устье наклонных скважин при возникновении НГВП;

- сокращенную продолжительность ремонта скважины СВН;

- герметичность превентора в случае выброса пара при температуре до плюс 300°С.

Превентор для скважин с наклонным устьем, содержащий верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, корпус оснащен вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпуса плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках, отличающийся тем, что верхняя и нижняя части осевого канала корпуса оснащены коническими посадочными поверхностями, причём верхняя коническая поверхность выполнена сужающейся сверху вниз и в неё установлена верхняя сменная центрирующая втулка, выполненная в виде двух полуколец, оснащённых наружными кольцевыми выборками, а нижняя коническая поверхность выполнена сужающейся снизу вверх и в ней установлен нижний сменный центратор, при этом в верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы круглой формы в поперечном сечении, снаружи в горизонтальные каналы верхнего фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальном канале, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и фиксации фигурными пазами ползунов за наружные кольцевые выборки верхней сменной центрирующей втулки от осевого перемещения её вверх, при этом углы наклона конических посадочных поверхностей обеспечивают расстояние между нижним торцом верхней сменной центрирующей втулки и верхним торцом нижнего сменного центратора, меньшее длины муфты герметизируемой колонны труб с минимальным диаметром, причём эластичные уплотнители превентора выполнены из термостойкой резины, а верхняя сменная центрирующая втулка и нижний сменный центратор выполнены из баббитового сплава.



 

Похожие патенты:

Превентор // 2719877
Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), в том числе на скважинах с наклонным устьем двухрядной колонны труб, охраны недр и окружающей среды.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), в том числе на скважинах с наклонным устьем двухрядной колонны труб, охраны недр и окружающей среды.

Изобретение относится к устройству противовыбросовых превенторов для подводных скважин. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для оборудования устьев подводных скважин.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья скважины при бурении с вращением трубы или при осуществлении спуско-подъемных операций с колонной труб под давлением без вращения.

Изобретение относится к блоку (10) противовыбросовых превенторов, содержащему компоненты (18, 20, 40, 44, 52, 54, 56, 58) блока противовыбросовых превенторов. Часть компонентов (18, 20, 40, 44, 52, 54, 56, 58) блока противовыбросовых превенторов имеет противовыбросовый превентор (20, 40, 44, 52, 54, 58, 118) с электрическим приводным средством (110) противовыбросового превентора для управления противовыбросовым превентором (20, 40, 44, 52, 54, 58, 118).

Группа изобретений относится к устройству и способу для отвода материала, фонтанирующего из морского дна. Устройство (1) содержит внешний корпус (6) и трубчатое направляющее устройство (10), имеющее продольное направление, боковую поверхность и несколько сегментов (12), которые могут приводиться в открытое положение и в закрытое положение.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, охраны недр и окружающей среды.

Предложена группа изобретений в отношении подводной насосной системы, блока для взаимодействия с противовыбросовым превентором и способа управления гидравлической плашкой подводного противовыбросового превентора на нефтяной или газовой скважине.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их строительстве, освоении, исследовании и ремонте с целью обеспечения промышленной безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, охраны недр и окружающей среды.

Группа изобретений относится к вращающимся превенторам для бурения скважины, способам и системам для бурения скважины. Технический результат заключается в уменьшении износа и повреждения уплотнения.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), в том числе на скважинах с наклонным устьем двухрядной колонны труб, охраны недр и окружающей среды. Плашечный превентор содержит верхний и нижний фланцы, корпус, оснащенный вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус. Полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Верхняя часть осевого канала корпуса оснащена конической посадочной поверхностью с углом, равным 6°, сужающейся сверху вниз для установки в неё сменной герметизирующей втулки. В верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы, имеющие круглую форму в поперечном сечении, снаружи в горизонтальные каналы верхнего фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальном канале. Выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и жесткой фиксации сменной герметизирующей втулки в конической посадочной поверхности корпуса фигурными пазами ползунов. В плашечных блоках превентора размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями для герметизации применяемой колонны труб. Нижний фланец выполнен сменным и оснащен двумя L-образными пазами, расположенными симметрично относительно друг друга. Каждый из L-образных пазов выполнен из соединённых между собой вертикального короткого и горизонтального длинного участков. В нижней части наружной стороны корпуса превентора размещены два направляющих штифта с возможностью осевого и радиального перемещений штифтов в соответствующих L-образных пазах с последующей фиксацией на конце горизонтальных длинных участков L-образных пазов с помощью стопорных винтов. Технический результат заключается в повышении эффективности и безопасности проведения работ при возникновении НГВП на устье наклонных скважин, в универсальности конструкции, в снижении металлоемкости, расширении технологических возможностей конструкции, обеспечении герметичности в случае выброса пара. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений на скважинах с наклонным устьем. Превентор содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, корпус оснащен вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус. Полости корпуса плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Верхняя и нижняя части осевого канала корпуса оснащены коническими посадочными поверхностями. Верхняя коническая поверхность выполнена сужающейся сверху вниз и в неё установлена верхняя сменная центрирующая втулка, выполненная в виде двух полуколец, оснащённых наружными кольцевыми выборками, а нижняя коническая поверхность выполнена сужающейся снизу вверх и в ней установлен нижний сменный центратор. В верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы круглой формы в поперечном сечении, снаружи в горизонтальные каналы верхнего фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальном канале. Выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и фиксации фигурными пазами ползунов за наружные кольцевые выборки верхней сменной центрирующей втулки от осевого перемещения её вверх. Углы наклона конических посадочных поверхностей обеспечивают расстояние между нижним торцом верхней сменной центрирующей втулки и верхним торцом нижнего сменного центратора, меньшее длины муфты герметизируемой колонны труб с минимальным диаметром. Эластичные уплотнители превентора выполнены из термостойкой резины, а верхняя сменная центрирующая втулка и нижний сменный центратор выполнены из баббитового сплава. Технический результат заключается в повышении надежности работы, качества герметизации колонны труб, безопасности проведения работ при возникновении НГВП на устье наклонных скважин сверхвязкой нефти, в сокращении продолжительности ремонта скважин и в обеспечении герметичности превентора в случае выброса пара. 3 ил.

Наверх