RU2719884C1 - Preventer for wells with inclined mouth - Google Patents

Preventer for wells with inclined mouth Download PDF

Info

Publication number
RU2719884C1
RU2719884C1 RU2019137988A RU2019137988A RU2719884C1 RU 2719884 C1 RU2719884 C1 RU 2719884C1 RU 2019137988 A RU2019137988 A RU 2019137988A RU 2019137988 A RU2019137988 A RU 2019137988A RU 2719884 C1 RU2719884 C1 RU 2719884C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
preventer
housing
dies
horizontal channels
replaceable
Prior art date
Application number
RU2019137988A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ришат Ильдарович Насрыев
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2019137988A priority Critical patent/RU2719884C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2719884C1 publication Critical patent/RU2719884C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to sealing equipment for wellheads of oil and gas wells during their operation and repair in order to ensure safety, prevention and elimination of oil, gas and water ingresses (OGWI) at wells with inclined wellhead. Preventer comprises upper and lower flanges rigidly connected to housing, housing is equipped with vertical circular axial channel, relative to axial channel there are symmetrically arranged side horizontal channels, longitudinal axis of the side horizontal channels are located perpendicular to the axis of the vertical channel, in the first horizontal channels made in the housing with the possibility of longitudinal movement, there are installed ram blocks, in which there are pipe dies equipped with elastic seals, and manual control drives of dies, which include driving rods of dies, having threaded connections for interaction with covers screwed into housing. Chamber cavities of ram blocks in cross section have rectangular shape, and elastic seals are arranged in slots made in tube plates. Upper and lower parts of the axial channel of the housing are equipped with conical mounting surfaces. Upper conical surface is tapering from top to bottom, and there is an upper detachable centering sleeve made in the form of two semi-rings equipped with external annular recesses, and the lower conical surface is tapered from bottom to top and a lower replaceable centralizer is installed in it. In upper flange there are second horizontal channels of round shape in cross section, lateral helical thrusts are screwed out from the outside into horizontal channels of upper flange in tight design interacting with sliding sliders of cylindrical shape arranged in horizontal channel. Retractable slides are equipped with key and shaped slots, and upper flange is equipped with keys, installed in key slots of sliding slides, having the possibility of radial movement within key slots and fixation of sliders by shaped slots as outer annular recesses of upper replaceable centering sleeve from axial movement upwards. Angles of inclination of conical mounting surfaces provide distance between lower end of upper replaceable centering bushing and upper end of lower replaceable centralizer, smaller than length of sleeve of sealed pipe string with minimum diameter. Elastic baffles of preventer are made of heat-resistant rubber, and upper replaceable centering bushing and lower replaceable centralizer are made of babbite alloy.
EFFECT: technical result consists in improvement of reliability of work, quality of sealing of pipe string, safety of work in case of OGWI at the head of inclined wells of ultraviscous oil, reducing duration of well repair and providing tightness of preventer in case of steam release.
1 cl, 3 dwg

Description

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.The invention relates to equipment for sealing the mouth of oil and gas wells during their operation and repair in order to ensure safety, prevention and elimination of oil and gas occurrences (NGVP) in wells with an inclined wellhead.

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.Known blow-out ram preventer (patent No. 2214499, IPC ЕВВ 33/06, publ. 10/20/2003), comprising a housing with a vertical barrel channel and a ram channel with sealing elements, covers and actuators are provided on both sides, while the ram channel circular cross section, the preventer further comprises a hollow interchangeable element in the form of an open cylindrical insert with through holes in the lateral cylindrical surface mounted in the bore of the ram channel through holes through coaxial with the stem a vertical channel, while on the outer lateral cylindrical surface of the replaceable element along its guides on two sides of the vertical barrel channel nests are provided for sealing elements, and the inner surface of the cylindrical insert is in contact with the dies.

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- 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; - firstly, the low reliability of the sealing unit (sealing elements of the dies) when working in wells of super-viscous oil (IOS) with an inclined mouth (at an angle of up to 45 °) due to their wear and damage. This is due to the fact that in the process of launching and lifting operations in the well, the pipe string `` lies '' on the wellhead, and therefore, on the preventer itself, therefore, when conducting the STR with the pipe string in the deviated well, unilateral wear occurs, cuts in damage to the pipe string coupling of the sealing elements, which ultimately leads to failure of the preventer;

- 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);- secondly, the low quality of the sealing due to the inability to tightly seal the pipe string in the well with an inclined mouth due to the lack of alignment of the sealing elements of the preventer sealing assembly with respect to the axis of the pipe string being sealed, therefore, the liquid passes through the preventer sealing assembly already at low pressures (0.5 -1 MPa);

- 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;- thirdly, the low safety of work on a well with an inclined wellhead during routine and overhaul operations associated with the loss of the preventer’s performance due to the failure of its sealing unit even before the occurrence of gas treatment;

- 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;- fourthly, the duration of the well repair is increased due to a multiple of 2-3 times the reduction in the speed of the software. This is due to the fact that the pipe string `` lies '' on the preventer in the course of the STR. The installation of an additional device, a spider above the preventer, partially eliminates the contact of the pipe string with the sealing unit of the preventer, but does not completely eliminate contact due to the axial misalignment of the pipe string relative to the axis of the preventer, while increasing the metal consumption and the height of the wellhead used in well repair;

- в-пятых, эластичные (уплотнительные) элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С.- fifthly, the elastic (sealing) elements of the preventer do not ensure the tightness of the device in the event of the release of steam injected into the steam injection well at a temperature of 200-250 ° C.

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.The closest in technical essence and the achieved result is a ram preventer (patent No. 2632721, IPC ЕВВ 33/06, published 09.10.2017) containing the upper and lower flanges rigidly connected to the housing, the housing is equipped with a vertical round axial channel relative to the axial channel the lateral horizontal channels are symmetrically located, the longitudinal axes of the lateral horizontal channels are perpendicular to the axis of the vertical channel, in the first horizontal channels made in the housing with the possibility of longitudinal movement, dice blocks are installed in which tube dies are provided with elastic gaskets and manual dies control actuators, including dies drive rods having threaded connections for interacting with covers screwed into the housing, while the cavity of the housing of the die blocks in a cross section are rectangular in shape, and elastic seals are placed in grooves made in pipe dies. The lower blind dies placed in the die block directly overlap the vertical axial channel of the housing, their bodies being the bodies of the die blocks, the upper tube dies in the cross section in a rectangular shape and placed in rectangular recesses of the lower die bodies with the possibility of movement, with elastic seals placed in shaped grooves made in the bodies of the dies, and the longitudinal axis of the drive rods of the dies are spaced relative to each other in a vertical diametrical plane STI and interact with the two screw holes on the cover.

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- 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; - firstly, the low reliability of the sealing unit (elastic sealing elements of tube dies) when working in wells with an inclined wellhead (at an angle of up to 45 °) due to wear and damage. This is due to the fact that in the process of conducting the STR in the well, the pipe string `` lies '' at the wellhead, and, consequently, on the preventer itself, therefore, when conducting the STR with the pipe string in the IOS well with an inclined well, one-sided wear occurs, cuts of the coupling damage pipe string of sealing elements, which ultimately leads to failure of the preventer;

- 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); - secondly, the poor quality of the sealing of the pipe string, due to the inability to tightly seal the pipe string at the wellhead due to the lack of alignment of the sealing elements of the preventer sealing assembly with respect to the axis of the pipe string being sealed, therefore, the liquid passes through the preventer sealing assembly already at low pressures (0.5 -1 MPa);

- 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;- thirdly, the low safety of work at the mouth of deviated wells of oil wells during routine and overhaul operations associated with the loss of the preventer’s performance due to the failure of its sealing unit even before the occurrence of oil and gas production;

- 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;- fourthly, the duration of the repair increases due to a multiple of 2-3 times the reduction in the speed of the STR. This is due to the fact that the pipe string `` lies '' on the preventer in the course of the STR. The installation of an additional spider device above the preventer partially eliminates the contact of the pipe string with the preventer sealing unit, but does not completely eliminate the contact due to the axial misalignment of the pipe string relative to the preventer axis, while increasing the metal consumption and the height of the wellhead used in well repair;

- в-пятых, эластичные (уплотнительные) элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С.- fifthly, the elastic (sealing) elements of the preventer do not ensure the tightness of the device in the event of the release of steam injected into the steam injection well at a temperature of 200-250 ° C.

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.The technical objectives of the invention are to increase the reliability of the device and the quality of the sealing of the pipe string in the well with an inclined wellhead, the safety of work when there is a water treatment at the wellhead of an inclined well, and also reduce the duration of the repair and ensure the tightness of the device in case of steam release.

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.The stated technical problems are solved by a preventer for wells with an inclined wellhead containing upper and lower flanges, rigidly connected to the body, the body is equipped with a vertical round axial channel, lateral horizontal channels are symmetrically located relative to the axial channel, the longitudinal axes of the lateral horizontal channels are perpendicular to the axis of the vertical channel, in the first horizontal channels made in the housing with the possibility of longitudinal movement installed die blocks in which the pipes are placed dies equipped with elastic seals and manual dies control drives, including dies driving rods having threaded connections for interacting with covers screwed into the housing, while the cavity of the housing of the die blocks in cross section are rectangular in shape and the elastic seals are placed in the grooves made in pipe dies.

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.New is that the upper and lower parts of the axial channel of the housing are equipped with tapered seating surfaces, the upper tapered surface tapering from top to bottom and the upper removable centering sleeve is installed in it, made in the form of two half rings equipped with outer ring samples, and the lower tapered surface is made tapering from bottom to top, a lower interchangeable centralizer is installed in the lower conical surface, while the second horizontal round channels are made in the upper flange in cross section, outside the horizontal channels of the upper flange in a sealed version are screwed lateral screw stops interacting with extendable cylindrical sliders located in the horizontal channel, while the sliding sliders are equipped with key and figured grooves, and the upper flange is equipped with keys installed in the keyways retractable sliders, with the possibility of radial movement within the keyways and fixing the figured grooves of the sliders for the outer ring samples of the upper interchangeable center of the heating sleeve, which prevents the axial movement of the sleeve upward, while the distance between the lower end of the upper replaceable centering sleeve and the upper end of the lower replaceable centralizer is less than the length of the sleeve of the pipe string to be sealed, and the lower end of the lower replaceable centralizer is located below the lower end of the lower flange, and the elastic preventer seals are made made of heat-resistant rubber, and the upper interchangeable centering sleeve and the lower interchangeable centralizer are made of babbitt alloy.

На фиг. 1 в продольном разрезе схематично изображен предлагаемый превентор в процессе работы.In FIG. 1 in longitudinal section schematically shows the proposed preventer in the process.

На фиг. 2 изображено сечение А-А верхней центрирующей втулки превентора.In FIG. 2 shows a section AA of the upper centering sleeve of the preventer.

На фиг. 3 изображено сечение Б-Б превентора.In FIG. 3 shows a section of the BB preventer.

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.The preventer for wells with an inclined wellhead comprises an upper 1 (Fig. 1) and lower 2 flanges that can be connected in series with the housing 3. The housing 3 is equipped with a vertical round axial channel 4. Relative to the axial channel 4 of the housing 3, two lateral horizontal channels 5 'are symmetrically located and 5 '' and 6 'and 6' '. The longitudinal axis of the lateral horizontal channels 5 'and 5' 'and 6' and 6 '' are perpendicular to the axis of the vertical channel 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''.In the first horizontal channels 5 'and 5' ', made in the housing 3 with the possibility of longitudinal movement, the die blocks 7' and 7 '' are installed, in which the tube dies 8 'and 8' 'are placed, equipped with elastic seals 9' and 9, respectively ''. Also, in the lateral horizontal channels 5 'and 5' ', manual actuators 10' and 10 '' for controlling tube dies 8 'and 8' 'are installed, including drive rods 11' and 11 '' of the corresponding tube dies 8 'and 8' ', respectively having threaded connections 12 'and 12' 'for engagement with covers 13' and 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''.The covers 13 'and 13' 'are screwed into the housing 3. The cavities of the housing 3 of the die blocks 7' and 7 '' in the cross section are rectangular in shape, and the elastic seals 9 'and 9' 'are placed in the grooves (in Figs. 1-3 not shown) made in pipe dies 8 'and 8' '(Fig. 1). The upper part of the axial channel 4 of the housing 3 is equipped with a conical seating surface 14 ', tapering from top to bottom, for example, with an angle of inclination α = 6 °, into which the upper interchangeable centering sleeve 15' is installed. The lower part of the axial channel 4 of the housing 3 is equipped with a conical seating surface 14 ″ made tapering to the top, for example, with an angle of inclination β = 6 °, in which the lower interchangeable centralizer 15 ″ is installed.

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. The conical surfaces 14 'and 14' 'make it possible to exclude axial movement down and up, respectively, of the upper removable centering sleeve 15' and the lower removable centralizer 15 '' relative to the axial channel 4 of the housing 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''.The second horizontal channels 6 'and 6' 'are made in the upper flange 1 and have a circular shape in cross section. Outside, lateral screw stops 16 'and 16' 'are screwed into the horizontal channels 6' and 6 '' of the upper flange 1 in a sealed design. The screw stops 16 'and 16' '(shown in Fig. 1 conventionally) interact with the corresponding retractable sliders 17' and 17 '' (Figs. 1 and 2) of a cylindrical shape placed in horizontal channels 6 'and 6' '. The sliding sliders 17 'and 17' 'are equipped with keyways 18' and 18 '' and curly grooves 19 'and 19' ', respectively. The upper flange 1 is equipped with keys 20 'and 20' 'installed in the corresponding keyways 18' and 18 '' of the sliding sliders 17 'and 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. The upper interchangeable centering sleeve 15 '(Fig. 1, 2), is made in the form of two half rings 21' and 21 '' (Fig. 2) with an inner centering diameter - D BCI . The half rings 21 'and 21''are equipped with outer ring samples 22' and 22 '', respectively.

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.The sliding sliders 17 'and 17' '(Fig. 1) have the ability to radially move within the corresponding keyways 18' and 18 '' and fix the curly grooves 19 'and 19' 'of the sliding sliders 17' and 17 '' for the corresponding outer ring sample 22 'and 22' '(Fig. 2) of the upper removable centering sleeve 15' from the axial movement of it up.

Нижний сменный центратор 15'' имеет внутренний центрирующий диаметр - Dнцi.The lower 15 '' interchangeable centralizer has an inner centering diameter of D nci .

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). The first lateral horizontal channels 5 'and 5' 'made in the housing 3, and the second horizontal channels 6' and 6 '' made in the upper flange 1, can be performed as parallel to each other (as shown in Fig. 1), and rotated 90 ° relative to each other (Fig. 1-3 is not shown).

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.When using the device in steam injection wells, where the temperature of the injected steam is 200-250 ° C, in order to exclude the release of injected steam from the well, elastic seals 9 'and 9' 'are made of heat-resistant rubber. As heat-resistant rubber, for example, silicone heat-resistant rubber or heat-resistant sponge VRP-1, manufactured according to TU 38.105.673-74 for sealing various types of detachable joints operating in the temperature range from minus 65 to plus 300 ° C, is used.

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.The upper interchangeable centering sleeve 15 'and the lower interchangeable centralizer 15' 'in this preventer act as sliding bearings and are made of babbitt alloy. For example, from an alloy of grade B85 according to GOST 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.Babbit alloy has a low coefficient of friction, ductility, good running time and wear resistance, therefore, the implementation of the upper removable centering sleeve 15 'and the lower removable centralizer 15' 'of the babbit alloy allows to increase the reliability of the device.

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.When conducting the STR with the pipe string 23 in the ram blocks 7 'and 7''(Fig. 1) of the preventer, the corresponding tube dies 8' and 8 '' are placed, equipped with elastic gaskets 9 'and 9''for sealing the corresponding diameter - d i used pipe string 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).Tightness in the lateral horizontal channels 5 'and 5' 'and 6' and 6 '' during the operation of the device is ensured by o-rings (Figs. 1-3 are shown conventionally).

Предлагаемый превентор работает следующим образом.The proposed preventer works as follows.

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.The SVN deposit is developed by producing and steam injection horizontal wells with an inclined wellhead at an angle of 45 °, and the supporting flanges of the wellhead wellheads of such wells have various sizes for which the preventer needs to be mounted.

Превентор обеспечивает герметизацию насосно-компрессорных труб (НКТ) по ГОСТ 633-80 трёх типоразмеров: di = 60, 73, 89 мм.The preventer provides the sealing of tubing in accordance with GOST 633-80 of three sizes: d i = 60, 73, 89 mm.

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''). For example, we consider the operation of the device when conducting a shutdown in an inclined well with a pipe string 23 (Fig. 1-3) having, for example, a minimum diameter, i.e. according to GOST 633-80, we select the tubing string, in which the outer diameter d i = 60 mm. To ensure the reliability of equipment by increasing the precision alignment sealable tubing string 23 relative to the elastic seal 9 'and 9''diameter upper removable centering sleeve 15' and the lower interchangeable centralizer 15 '', respectively, D vtsi and D ntsi equal (D vtsi = D nti ), but more than the diameter of the coupling D mi of the pipe string being sealed by Δd mi = 6 mm, i.e. the gap is the annular gap between the coupling 24 of the pipe string 23 and the upper interchangeable centering sleeve 15 '(lower interchangeable centralizer 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 According to GOST 633-80, if the pipe string to be sealed has a diameter d i = 60 mm and its coupling diameter D mi = 73 mm, then the inner diameters of the upper replaceable centering sleeve 15 'and the lower replaceable centralizer 15'', respectively, are equal

Dвцi = Dнцi= Dмi + Δdмi =73 мм + (2·6 мм) = 85 мм. Примем Dвцi = Dнцi= 85 мм.D wci = D hci = D mi + Δd mi = 73 mm + (2 · 6 mm) = 85 mm. We take D vtsi = D ntsi = 85 mm.

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: Then the annular gap - Δd ki between the inner diameter D of the all upper replaceable centering sleeve 15 'and the sealed string of pipes 23 with a diameter d i = 60 mm when the half rings 21' and 21 '' of the upper replaceable centering sleeve 15 'are closed together is:

Δdкi = (Dмi - di) + Δdмi = (73 мм - 60 мм) : 2 + (6 мм) = 13 : 2 + 6 = 12,5 мм. Δd ki = (D mi - d i ) + Δd mi = (73 mm - 60 mm): 2 + (6 mm) = 13: 2 + 6 = 12.5 mm.

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: In order to be able to install the half rings 21 'and 21''of the upper removable centering sleeve 15' into the conical surface 14 'when the pipe string preventer 23 passed through the axial channel 4 of the housing 3 of the preventer, we take the length of the outer ring sample 22' and 22 '' of the corresponding half rings 21 ' and 21 ″ of the upper interchangeable centering sleeve 15 ′ —and 5 mm less than the annular gap Δd ki when the half rings 21 ′ and 21 ″ of the upper interchangeable centering sleeve 15 'are interconnected. For example, the length - and the outer annular selection 22 'and 22''of the corresponding half rings 21' and 21 '' of the upper interchangeable centering sleeve 15 'is equal to:

а = Δdкi - 5 = 12,5 - 5 = 7,5 мм.а = Δd кi - 5 = 12.5 - 5 = 7.5 mm.

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). The fulfillment of this condition allows you to install the upper removable centering sleeve 15 'in the preventer when the sealed pipe string 23 is in the axial channel 4 of the housing 3, which increases the possibility of universalization of the preventer. The first lateral horizontal channels 5 'and 5' 'made in the housing 3, and the second horizontal channels 6' and 6 '' made in the upper flange 1, can be performed as parallel to each other (as shown in Fig. 1), and rotated 90 ° relative to each other (Fig. 1-3 is not shown).

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. The inclination angles α = β of the conical surfaces 14 'and 14''of the axial channel 4 of the housing 3 are selected equal to 6 °. The distance - L between the lower end 25 of the upper removable centering sleeve and the upper end 26 of the lower removable centralizer should be less than the length of the coupling A (according to GOST 633-80, equal to: A = 110 mm) of the pipe string to be sealed with a diameter of d i = 60 mm, i.e. L <A.

Для выполнения данного условия примем L = 100 мм, тогда L < А или подставляя числовые значения 100 мм < 110 мм (фиг. 1).To fulfill this condition, we take L = 100 mm, then L <A or substituting numerical values of 100 mm <110 mm (Fig. 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. This condition allows to increase the accuracy of alignment of the preventer relative to the axis of the pipe string to be sealed, which allows to increase the service life of the elastic seals of the sealing unit of the preventer, and thereby increase the reliability of the device in operation. If the distance L is greater than the length of the coupling A = 110 mm, for example L = 120 mm, then the coupling 24 of the pipe 23 to be sealed will be stuck between, which will not allow the STR pipe. A preventer is then assembled at the wellhead of the deviated well, as shown in FIG. 1. At the mouth of an inclined well, a removable lower centralizer 15 ″ (FIGS. 1 and 3) is first inserted into the conical surface 14 ″ in the lower part of the axial channel 4 of the housing 3. Then the preventer is mounted on the support flange (in FIGS. 1-3 shown) of the deviated wellhead and the preventer is fixed with the lower flange using studs (not shown in Figs. 1-3) on the supporting flange of the deviated wellhead.

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.The lower end of the replaceable lower centralizer 15 '' after installation in the conical surface 14 '' is below the lower end of the lower flange 2 at a distance S (Fig. 1), which depends on the gap between the lower flange and the support flange of the inclined wellhead after installing the sealing ring (not shown in Fig. 1-3) into the annular groove 27 (Fig. 1) and fixing them with studs, for example, S = 5 mm. This allows you to rigidly fix the removable lower centralizer 15 '' with the lower end on the upper end of the support flange of the inclined wellhead and prevent the rotation of the removable lower centralizer 15 '' in the conical surface 14 '' in the lower part of the axial channel 4 of the housing 3 during the operation of the preventer and at the same time save tightness between the lower flange and the supporting flange of the deviated wellhead during the slave process of the device.

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. When installing the preventer on the supporting flange of the deviated wellhead, an apparatus for underground well repair (APS) installed at the wellhead, for example, A5-40T, is used. APRS brand A5-40T is produced according to TU 39-00135680-31-96 and is intended for the production of STR with a string of pipes for well repair, produced by Krasny Proletary JSC, Russia, the Republic of Bashkortostan, Sterlitamak.

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.Next, with the help of APSS, a STR is carried out with a pipe string 23 (tubing d i = 60 mm). Next, through the axial channel 4, the casing 3 of the preventer, by means of APS, lower the first pipe of the pipe string 23 with a diameter of d i = 60 mm into the deviated well. During its descent, the pipe body of the tubing string 23 (Fig. 1) is installed opposite the conical surface 14 '' (Figs. 1 and 2) of the axial channel 4 of the preventer body 3.

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 трубThen, in the conical surface 14 ″ (FIGS. 1 and 2) of the axial channel 4 of the housing 3, two half rings 21 ′ and 21 ″ of the upper removable centering sleeve 15 ′ are installed before mating. Then synchronously rotate the screw stops 16 'and 16' 'for 5-6 turns clockwise, which interact with the corresponding sliding sliders 17' and 17 '' of a cylindrical shape placed in the lateral horizontal channels 6 'and 6' '. Due to the rotation of the screw stops 16 'and 16' ', the sliders 17' and 17 '' radially move in the lateral horizontal channels 6 'and 6' 'into the housing 3 within the keyways 18' and 18 '', and the corresponding keys 20 ' and 20 '' do not allow the sliding sliders 17 'and 17' 'to rotate radially. As a result, the curly grooves 19 'and 19' 'of the respective sliding sliders 17' and 17 '', which are not capable of circular rotation, radially shift the half rings 21 'and 21' 'towards each other until their ends of the outer ring samples 22' and 22 'interact ', respectively. As a result, the interchangeable centering sleeve 15 'is fixed in the conical seating surface 14' due to the fact that the radial outer ring samples 22 'and 22' 'in length: a = 12 mm of the corresponding half rings 21' and 21 '' are fixed with curly grooves 19 'and 19 '' and protect the upper removable centering sleeve 15 'from moving upward relative to the axial channel 4 of the housing 3 of the preventer. The upper interchangeable centering sleeve 15 is ready for operation. Then, with the help of APS, they continue the STR of the pipe string

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''.In the process of conducting STR with a pipe string 23, NGVP may occur. To exclude NGVP, it is necessary to seal the space between the preventer and the pipe string 23 with elastic seals 9 'and 9' 'of pipe dies 8' and 8 '', and also take the necessary technological measures to eliminate the emission phenomena, i.e. block the interior of the pipe string 23. To seal the wellhead, with the pipe string deflated, turn the handwheels of the manual drives 10 'and 10' '(Fig. 1) clockwise 5-6 turns through the drive rods 11' and 11 '' which axially act on the respective pipe dies 8 'and 8' 'with elastic seals 9' and 9 ''. As a result, pipe dies 8 'and 8' 'with elastic seals 9' and 9 '' radially move inward, and elastic seals 9 'and 9' 'surround the column 23 around its entire circumference. The pressure of the borehole medium arising under the pipe dies 8 'and 8' 'pressurizes the elastic seals 9' and 9 '' of the pipe dies 8 'and 8' 'against the outer surface of the pipe string 23, i.e. sealing the space between the preventer and the pipe string 23. The position of the pipe dies 8 'and 8' 'is controlled by the screwed-in position of the handwheels of the manual drives 10' and 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. To overlap the inner space of the pipe string 23 at the mouth of an inclined well, a ball valve (not shown in Fig. 1-3) is screwed onto the upper end of the pipe string 23 of any known design (for example, grade KSh 70x21) and by turning the handle of the ball valve, for example, by an angle 90 °, clockwise overlap its internal bore. As a result, the inner space of the pipe string 23 is sealed and NGVP is eliminated.

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.After the elimination of NVGP i.e. after depressurization in the well, the preventer is opened (the space between the preventer and the pipe string 23 is depressurized) and the interior of the pipe string 23 is restored. First, the preventer is opened. For this, by rotating the handwheels of the manual drives 10 'and 10' 'counterclockwise by 5 * 6 revolutions, pipe dies 8' and 8 '' are removed until the vertical axial channel 4 of the preventer body 3 is fully open, i.e. the tube dies 8 ′ and 8 ″ with elastic seals 9 ′ and 9 ″ are returned to the position shown in FIG. 1. Then, by turning the handle of the ball valve counterclockwise at a 90 ° angle, open the ball valve and, making sure that there is no discharge of NGVP along the pipe string 23, unscrew the ball valve from the upper end of the pipe string 23 and restore the internal space of the pipe string 23. After completion of work, dismantle preventer from the supporting flange of the deviated wellhead.

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. Similarly, as described above, the dimensions of the upper removable centering sleeve 15 'and the lower removable centralizer 15''are selected for the SPO with a pipe string with a diameter equal to d i = 73 or 89 mm, respectively, and then using the APSS, the STR is performed.

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.The reliability of the sealing unit (elastic seals of tube dies) increases when working in wells with an inclined wellhead due to the elimination of wear and damage to the elastic seals. This is achieved due to the presence of the upper and lower interchangeable centralizers, selected depending on the diameter of the pipe being lowered, which eliminates the failure of the preventer when it is working on a well with an inclined wellhead. And the manufacture of an upper replaceable centering sleeve 15 'and a lower replaceable centralizer 15' 'from babbit alloy increases the wear resistance of the latter under conditions of increased friction with a string of pipes and couplings in wells with an inclined wellhead, which also positively affects the reliability of the preventer.

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. The quality of the sealing of the pipe string is improved due to the installation of centralizers in the preventer composition above and below the elastic seals, which ensures high accuracy of the centering of the elastic seals of the sealing unit of the preventer relative to the axis of the pipe string to be sealed, therefore, fluid passes through the sealing unit of the preventer to the wells with an inclined wellhead are guaranteed to be excluded .

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.The safety of conducting work at the mouth of deviated wells during an ongoing and overhaul during the occurrence of oil and gas production increases, since the preventer’s working efficiency is ruled out due to the reliable operation of the sealing unit independent of the angle of inclination of the well at the wellhead.

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.The duration of the repair is reduced due to an increase in the speed of the SPO in wells with an oblique wellhead. This is due to the fact that, structurally, the height of the centralizer is greater than the height of the coupling, the descent pipe string, which makes it possible to increase the alignment accuracy, to exclude the contact of the descent pipe string and its couplings with the axial channel 4 of the preventer body 3, and thereby produce a free-wheeling system with pipe columns without loss of speed.

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.The elastic seals 9 ', 9' 'are made of heat-resistant sponge VRP-1, which ensures the tightness of the preventer when the steam is released in the temperature range from minus 65 to plus 300 ° С.

- Предлагаемый превентор для скважин с наклонным устьем имеет:- The proposed preventer for wells with an inclined wellhead has:

- универсальность при работе с различными типоразмерами колонны труб и опорных фланцев устьевых арматур;- universality when working with various sizes of pipe string and support flanges of wellhead fittings;

- высокую надёжность в работе;- high reliability in work;

- качественную герметизацию колонны труб;- high-quality sealing of the pipe string;

- высокую безопасность проведения работ на устье наклонных скважин при возникновении НГВП;- high safety of work at the mouth of deviated wells in the event of oil and gas production;

- сокращенную продолжительность ремонта скважины СВН;- reduced duration of repair of the well;

- герметичность превентора в случае выброса пара при температуре до плюс 300°С.- leakproofness of the preventer in case of steam emission at temperatures up to plus 300 ° С.

Claims (1)

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.A preventer for wells with an inclined wellhead containing upper and lower flanges rigidly connected to the body, the body is equipped with a vertical round axial channel, lateral horizontal channels are symmetrically located relative to the axial channel, the longitudinal axes of the lateral horizontal channels are perpendicular to the axis of the vertical channel, in the first horizontal channels, made in the housing with the possibility of longitudinal movement, installed die blocks in which are placed tube dies equipped with elastic seals firs and manual dies control drives, including dies driving rods having threaded connections for interacting with the covers screwed into the housing, while the cavity of the housing of the die blocks in cross section are rectangular in shape, and the elastic seals are placed in the grooves made in the pipe dies, characterized in that the upper and lower parts of the axial channel of the housing are equipped with tapered seating surfaces, and the upper conical surface is made tapering from top to bottom and the upper I am a replaceable centering sleeve made in the form of two half rings equipped with outer ring samples, and the lower conical surface is made tapering from bottom to top and a lower replaceable centralizer is installed in it, while the second horizontal channels are made in a circular cross-section in the upper flange, horizontal the channels of the upper flange in a sealed design screwed lateral screw stops interacting with sliding sliders of a cylindrical shape placed in a horizontal channel, while retractable sliders are equipped with key and figured grooves, and the upper flange is equipped with keys installed in the keyways of extendable sliders that can radially move within the keyways and fix the figured grooves of the sliders on the outer ring samples of the upper removable centering sleeve from axial movement of it upwards, the tilt angles of the tapered seating surfaces provide a distance between the lower end of the upper interchangeable centering sleeve and the upper end of the lower interchangeable centralizer, enshee coupling length sealable tubing string with a minimum diameter, with elastic seals preventer made of heat-resistant rubber, and a removable upper and lower centering sleeve made of a removable centering babbit alloy.
RU2019137988A 2019-11-25 2019-11-25 Preventer for wells with inclined mouth RU2719884C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019137988A RU2719884C1 (en) 2019-11-25 2019-11-25 Preventer for wells with inclined mouth

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019137988A RU2719884C1 (en) 2019-11-25 2019-11-25 Preventer for wells with inclined mouth

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2719884C1 true RU2719884C1 (en) 2020-04-23

Family

ID=70415561

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019137988A RU2719884C1 (en) 2019-11-25 2019-11-25 Preventer for wells with inclined mouth

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2719884C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2747903C1 (en) * 2020-11-11 2021-05-17 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Device for sealing the mouth of inclined well during round-trip operations of double-row pipe string

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU49094U1 (en) * 2005-02-08 2005-11-10 Кусайко Николай Николаевич PREVENTOR
RU53359U1 (en) * 2005-12-20 2006-05-10 Закрытое акционерное общество "Научно-производственное Предприятие "Сибтехноцентр" (ЗАО "НПП "Сибтехноцентр") SINGLE PREVENTOR PREFERRED SINGLE PPO "BABY"
CN2869299Y (en) * 2005-11-22 2007-02-14 盐城市大冈石油工具厂 Multifunctional blow-out preventer
CN202081851U (en) * 2010-07-28 2011-12-21 毕友军 Polish rod sealing apparatus
RU167756U1 (en) * 2016-03-03 2017-01-10 Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Сибтехноцентр" HYDRAULIC DOUBLE PRE-PRESSOR WITH TECHNOLOGICAL CONE
RU2632721C1 (en) * 2016-09-26 2017-10-09 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" Die preventer
RU181995U1 (en) * 2018-03-19 2018-07-31 Андрей Анатольевич Дегтярев DOUBLE CABLE PREVENTOR WITH CYLINDRICAL DIES AND HYDRAULIC CONTROL

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU49094U1 (en) * 2005-02-08 2005-11-10 Кусайко Николай Николаевич PREVENTOR
CN2869299Y (en) * 2005-11-22 2007-02-14 盐城市大冈石油工具厂 Multifunctional blow-out preventer
RU53359U1 (en) * 2005-12-20 2006-05-10 Закрытое акционерное общество "Научно-производственное Предприятие "Сибтехноцентр" (ЗАО "НПП "Сибтехноцентр") SINGLE PREVENTOR PREFERRED SINGLE PPO "BABY"
CN202081851U (en) * 2010-07-28 2011-12-21 毕友军 Polish rod sealing apparatus
RU167756U1 (en) * 2016-03-03 2017-01-10 Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Сибтехноцентр" HYDRAULIC DOUBLE PRE-PRESSOR WITH TECHNOLOGICAL CONE
RU2632721C1 (en) * 2016-09-26 2017-10-09 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" Die preventer
RU181995U1 (en) * 2018-03-19 2018-07-31 Андрей Анатольевич Дегтярев DOUBLE CABLE PREVENTOR WITH CYLINDRICAL DIES AND HYDRAULIC CONTROL

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2747903C1 (en) * 2020-11-11 2021-05-17 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Device for sealing the mouth of inclined well during round-trip operations of double-row pipe string

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9540898B2 (en) Annular drilling device
RU2655628C2 (en) Downhole expansion tube
US3737139A (en) Annular blowout preventer
NO345815B1 (en) Packing element safety system
US3729170A (en) Rotary plug valve assembly
RU2719884C1 (en) Preventer for wells with inclined mouth
US20220251922A1 (en) Well tool device
EP1497528B1 (en) Split carrier annulus seal assembly for wellhead systems
RU2713032C1 (en) Ram-type blowout preventer for wells with two-row string pipe
US20030042028A1 (en) High pressure high temperature packer system
RU2724703C1 (en) Ram preventer for wells with inclined mouth
RU174332U1 (en) Wellhead rotary sealant
RU2730162C1 (en) Preventer for wells with two-row string
RU2724711C1 (en) Blow out preventor for wells with inclined mouth
RU2347060C1 (en) Estuarine rotary sealer
RU129549U1 (en) WELL MOUNTAIN EQUIPMENT
RU2702488C1 (en) Collet connector
RU2719887C1 (en) Ram-type blowout preventer
RU2745949C1 (en) Preventer for a well with a double-row pipe string
RU2733867C1 (en) Preventer for well with inclined mouth and two-row string
US8661877B2 (en) Apparatus and method for testing float equipment
RU2719877C1 (en) Preventer
RU2736022C1 (en) Preventer for a well with two-row string and inclined mouth
RU2789685C1 (en) Double row pipe string borehole preventer
US8360159B2 (en) Rotating control device with replaceable bowl sleeve