RU2724724C1 - Стенд для опрессовки превентора в скважине - Google Patents
Стенд для опрессовки превентора в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724724C1 RU2724724C1 RU2020106545A RU2020106545A RU2724724C1 RU 2724724 C1 RU2724724 C1 RU 2724724C1 RU 2020106545 A RU2020106545 A RU 2020106545A RU 2020106545 A RU2020106545 A RU 2020106545A RU 2724724 C1 RU2724724 C1 RU 2724724C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- support pipe
- support
- preventer
- pipe
- washer
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для опрессовки превентора в наклонной скважине и/или на стендовой скважине базы производственного обслуживания. Стенд для опрессовки превентора на скважине включает опорную трубу, проходящую через корпус превентора, наружную цилиндрическую выборку, выполненную на опорной трубе, в наружной цилиндрической выборке снизу вверх установлены опорная тарелка, выполненная снизу под конус, сужающийся сверху вниз, резиновая манжета, зажимная тарелка, при этом в опорной трубе выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза, опорная и зажимная тарелки оснащены конусными фасками под резиновую манжету, позволяющими предотвратить затекание концов резиновой манжеты за опорную и зажимную тарелки при их герметизации на скважине, а также опорную шайбу, направляющий штифт, паз и насос. Шайба установлена на опорной трубе над наружной цилиндрической выборкой и подпружинена вверх от зажимной тарелки. Опорная труба выше шайбы оснащена рядом радиальных каналов. Палец, установленный в вертикальном сквозном пазу, жестко закреплен с одной стороны в шайбе, а с другой стороны палец жестко закреплён в заглушенном сверху полом штоке. В верхней части полого штока выполнен ряд радиальных отверстий, а в нижней части полый шток оснащён вертикальным глухим пазом, в который установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в опорной трубе ниже вертикального сквозного паза. В транспортном положении радиальные каналы опорной трубы и радиальные отверстия полого штока совмещены между собой, а в рабочем положении полый шток, палец и шайба имеют возможность ограниченного вертикального перемещения вниз. На нижнем конце опорной трубы установлен подпружиненный центратор, а на верхнем конце опорной трубы размещен жесткий центратор, оснащённый наружными переточными каналами. Сверху опорная труба с помощью переходной муфты соединена с герметизируемой трубой, наружным диаметром, соответствующим типоразмерам эластичных элементов плашек превентора. Сверху на превенторе закреплён центратор. Герметизируемая труба, соединенная сверху с опорной трубой, гидравлически обвязана с насосом. Стенд позволяет упростить конструкцию, снизить себестоимость изготовления, повысить надёжность и эффективность в работе, расширить технологические возможности опрессовки превентора. 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для опрессовки превентора в наклонной скважине и/или на стендовой скважине базы производственного обслуживания (БПО).
Известно устройство для опрессовки превентора на скважине (патент RU № 2708737, МПК Е21В33/03 опубл. 11.12.2019), включающее опорную трубу, проходящую через корпус превентора, установленный в опорной трубе полый шток и размещённую на опорной трубе резиновую манжету. Снизу опорная труба оснащена сверху вниз верхним и нижним рядами радиальных каналов, причём на опорной трубе жестко закреплены верхняя и нижняя втулки, между которыми установлена резиновая манжета, выполненная в виде самоуплотняющейся манжеты. Опорная труба снабжена сквозными продольными пазами, в которые установлены пальцы, которые с одной стороны соединены с кожухом, установленным на наружной поверхности корпуса под нижней втулкой, а с другой - с заглушенным сверху полым штоком, размещенным внутри опорной трубы, причём в исходном положении полый шток сверху герметично перекрывает верхний ряд радиальных каналов опорной трубы, а снизу полый шток гидравлически сообщает пространство под опорной трубой с пространством выше самоуплотняющейся манжеты посредством сквозных продольных каналов, выполненных в полом штоке напротив нижнего ряда радиальных каналов опорной трубы. В исходном положении самоуплотняющаяся манжета находится внутри кожуха, а в рабочем положении кожух и полый шток имеют возможность осевого ограниченного перемещения по сквозным продольным пазам опорной трубы до упора кожуха в наружный цилиндрический выступ, выполненный на нижнем конце опорной трубы. Полый шток герметично перекрывает нижний ряд радиальных каналов опорной трубы, причём опорная труба снизу снабжена жестким центратором, оснащённым наружными переточными каналами и снизу подпружинивающим кожух. Наружный диаметр d1 жесткого центратора больше наружного диаметра d2 кожуха, в котором находится самоуплотняющаяся манжета в исходном положении, при этом верхний конец опорной трубы гидравлически обвязан с насосом.
Недостатки данного устройства:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (кожух, самоуплотняющаяся манжета и т.д.), и как следствие сложность сборки;
- во-вторых, высокая себестоимость изготовления, связанная с большим количеством технологически сложных узлов и деталей (кожух, самоуплотняющаяся манжета и т.д.);
- в-третьих, низкая надёжность опрессовки превентора в наклонной скважине или стендовой скважине БПО, связанная с некачественной центровкой устройства относительно опрессовываемого превентора в наклонной скважине, что приводит к неравномерному охвату эластичными плашками превентора герметизируемой трубы, и как следствие, потеря герметичности при опрессовке особенно при давлениях опрессовки 15,0-25,0 МПа что не даёт возможности опрессовать превентор;
- в- четвёртых, низкий срок службы самоуплотняющейся манжеты, связанный с его износом и/или повреждением в процессе многократных опрессовок;
- в-пятых, ограниченные технологические возможности. Это связанно с тем, что опорная труба имеет, например, наружный диаметр 73 мм, что позволяет опрессовать эластичные плашки превентора только для работы с трубами, имеющими наружный диаметр 73 мм, поэтому с помощью опорной трубы невозможно опрессовать эластичные плашки превентора, например, под наружные диаметры труб 89 или 60 мм.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является стенд для опрессовки превентора на скважине (патент RU № 2708748, МПК Е21В 33/03 опубл. 11.12.2019), включающий опорную трубу, проходящую через корпус превентора, наружную цилиндрическую выборку, выполненную на опорной трубе, установленный в опорной трубе полый шток, в наружной цилиндрической выборке снизу вверх установлены опорная тарелка, выполненная снизу под конус, сужающийся сверху вниз, резиновая манжета, зажимная тарелка, при этом в опорной трубе выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза, опорная и зажимная тарелки оснащены конусными фасками под резиновую манжету, позволяющими предотвратить затекание концов резиновой манжеты за опорную и зажимную тарелки при их герметизации на скважине, а также опорную шайбу, направляющий штифт, паз и насос. На опорной трубе установлены нижняя резиновая манжета, шайба, верхняя резиновая манжета. Внутренний диаметр нижней резиновой манжеты больше внутреннего диаметра верхней резиновой манжеты. В транспортном положении обратный конус опорной тарелки сверху взаимодействует с нижней резиновой манжетой, а верхние торцы опорной и зажимной тарелок взаимодействуют с торцами наружной цилиндрической выборки. Палец жестко закреплен с одной стороны в зажимной тарелке, а с другой стороны в полом штоке с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза в рабочем положении. Полый шток снизу оснащён посадочным седлом под сбрасываемый в патрубок запорный элемент. Опорная труба ниже опорной тарелки снабжена механическим якорем с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу, выполненном на наружной поверхности опорной трубы в виде соединенных между собой горизонтальной и вертикальной проточек. Механический якорь имеет возможность радиального и осевого перемещения в пределах фигурного паза. Верхний конец опорной трубы и затрубное пространство скважины гидравлически обвязаны с насосом.
Недостатки данного устройства:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (механический якорь, опорная тарелка с обратным конусом, две резиновый манжеты и т.д.), и как следствие сложность сборки;
- во-вторых, высокая себестоимость изготовления, связанная с большим количеством технологически сложных узлов и деталей (механический якорь, опорная тарелка с обратным конусом и т.д.);
- в-третьих, низкая надёжность опрессовки превентора в наклонной скважине или стендовой скважине БПО, связанная с некачественной центровкой устройства относительно опрессовываемого превентора в наклонной скважине, что приводит к неравномерному охвату эластичными плашками превентора герметизируемой трубы, и как следствие, потеря герметичности при опрессовке особенно при давлениях опрессовки 15,0-25,0 МПа, что не даёт возможности опрессовать превентор;
- в-четвёртых, низкая эффективность опрессовки, связанная с закусыванием (заклиниванием) нижней резиновой манжетой обратным конусом опорной тарелки в процессе опрессовки, за счёт этого устройство после опрессовки не возвращается в исходное положение, что приводит к потере работоспособности устройства;
- в-пятых, ограниченные технологические возможности. Это связанно с тем, что опорная труба имеет, например, наружный диаметр 73 мм, что позволяет опрессовать эластичные плашки превентора только для работы с трубами, имеющими наружный диаметр 73 мм, поэтому с помощью опорной трубы невозможно опрессовать эластичные плашки превентора, например, под наружные диаметры труб 89 или 60 мм.
Техническими задачами изобретения являются упрощение конструкции и снижение себестоимости изготовления, повышение надёжности и эффективности работы превентора, а также расширение технологических возможностей стенда для опрессовки превентора в скважине.
Поставленные технические задачи решаются стендом для опрессовки превентора в скважине, включающим опорную трубу, проходящую через корпус превентора, наружную цилиндрическую выборку, выполненную на опорной трубе, в наружной цилиндрической выборке снизу вверх установлены опорная тарелка, выполненная снизу под конус, сужающийся сверху вниз, резиновая манжета, зажимная тарелка, при этом в опорной трубе выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза, опорная и зажимная тарелки оснащены конусными фасками под резиновую манжету, позволяющими предотвратить затекание концов резиновой манжеты за опорную и зажимную тарелки при их герметизации на скважине, а также опорную шайбу, направляющий штифт и паз, насос.
Новым является то, что шайба установлена на опорной трубе над наружной цилиндрической выборкой, при этом шайба подпружинена вверх от зажимной тарелки, опорная труба выше шайбы оснащена рядом радиальных каналов, а палец, установленный в вертикальном сквозном пазу, жестко закреплен с одной стороны в шайбе, а с другой стороны палец жестко закреплён в заглушенном сверху полом штоке, при этом в верхней части полого штока выполнен ряд радиальных отверстий, а в нижней части полый шток оснащён вертикальным глухим пазом, в который установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в опорной трубе ниже вертикального сквозного паза, при этом в транспортном положении радиальные каналы опорной трубы и радиальные отверстия полого штока совмещены между собой, а в рабочем положении, полый шток, палец и шайба имеют возможность ограниченного вертикального перемещения вниз, при этом на нижнем конце опорной трубы установлен подпружиненный центратор, а на верхнем конце опорной трубы размещен жесткий центратор, оснащённый наружными переточными каналами, сверху опорная труба с помощью переходной муфты соединена с герметизируемой трубой, наружным диаметром соответствующим типоразмерам эластичных элементов плашек превентора, причём сверху на превенторе закреплён центратор, при этом герметизируемая труба, соединенная сверху с опорной трубой, гидравлически обвязана с насосом.
На фиг. 1 схематично изображён стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине в транспортном положении.
На фиг. 2 схематично изображено сечение А-А устройства.
На фиг. 3 схематично изображено сечение Б-Б устройства.
На фиг. 4 схематично изображён стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине в рабочем положении.
Стенд для опрессовки превентора на скважине 1 обсаженной трубой 1' (см. фиг. 1, 2, 3, 4) включает опорную трубу 2, проходящую через корпус 3 (см. фиг. 1, 4) превентора 4.
На опорной трубе 2 выполнена наружная цилиндрическая выборка 5. В наружной цилиндрической выборке 5 снизу вверх установлены опорная тарелка 6, выполненная снизу под конус 7, сужающийся сверху вниз, резиновая манжета 8, зажимная тарелка 9.
В опорной трубе 2 выполнен вертикальный сквозной паз 10, в котором установлен палец 11 с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза 10.
Опорная 6 и зажимная 9 тарелки оснащены конусными фасками 12 и 13, соответственно под резиновую манжету 8, позволяющими предотвратить затекание концов резиновой манжеты 8 соответственно за опорную 6 и зажимную 9 тарелки при их герметизации на скважине 1.
Шайба 14 установлена на опорной трубе 2 над наружной цилиндрической выборкой 5. Шайба 14 подпружинена пружиной 15 вверх от зажимной тарелки 9, опорная труба 1 выше шайбы 14 оснащена рядом радиальных каналов 16 (фиг. 1, 2, 4).
Палец 11 установлен в вертикальном сквозном пазу 10 и жестко закреплен с одной стороны в шайбе 14, а с другой стороны палец 11 жестко закреплён, в заглушенном сверху полом штоке 17 (фиг. 1, 2, 3, 4).
В верхней части полого штока 17 выполнен ряд радиальных отверстий 18 (фиг. 1, 2, 4), а в нижней части полый шток 17 оснащён вертикальным глухим пазом 19 (см. фиг. 1, 3, 4), в который установлен направляющий штифт 20 (фиг. 1, 3, 4), жестко закрепленный в опорной трубе 2 ниже вертикального сквозного паза 10 (фиг. 1, 2).
В транспортном положении радиальные каналы 16 (см. фиг. 2) опорной трубы 2 и радиальные отверстия 18 полого штока 17 совмещены между собой, при этом количества радиальных каналов 16 опорной трубы 2 и радиальных отверстий 18 полого штока 17 равны между собой, например, равно четырём (см. фиг. 2) диаметрами 15 мм.
В рабочем положении полый шток 17 (см. фиг. 4), палец 11 и шайба 14 путем сжатия пружины 15 имеют возможность ограниченного вертикального перемещения вниз.
На нижнем конце опорной трубы 2 установлен подпружиненный центратор 21.
На верхнем конце опорной трубы 2 размещен жесткий центратор 22, оснащённый наружными переточными каналами 23, например, в количестве 4 штук. Переточные каналы 23 позволяют свободно перетекать жидкости через центратор 22 при спуске и подъёме устройства из скважины 1.
Сверху опорная труба 2 с помощью переходной муфты 24 соединена с герметизируемой трубой 25, наружным диаметром, соответствующим типоразмерам эластичных элементов плашек 26 превентора 4.
Например, необходимо опрессовать, т.е. подготовить к работе эластичные плашки 26 превентора 4 для работы с колонной труб, например, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) по ГОСТ 633-80, имеющими наружный диаметр 73 мм, тогда в качестве герметизируемой трубы 25 подбирают трубу НКТ с наружным диаметр 73 мм.
Сверху на превенторе 4 закреплён центратор 27. Например, центратор закреплён к превентору 4 с помощью шпилечного соединения (на фиг. 1 и 4 показано условно).
Верхний конец опорной трубы 2 гидравлически обвязаны с насосом 28 посредством герметизируемой трубы 25.
С целью повышения надёжности работы устройства диаметры центраторов 21, 22, 27 подобраны в зависимости от диаметра герметизируемой трубы 25.
Сопрягаемые поверхности деталей оснащены уплотнительными элементами (на фиг. 1, 4 показано условно).
Стенд работает следующим образом.
Рассмотрим работу стенда для опрессовки эластичных элементов плашек 26 превентора 4 под герметизируемую колонну НКТ наружным диаметром 73 мм в наклонной скважине 1 с наружным диаметром трубы 1', равным 146 мм.
Перед спуском устройства в наклонную скважину 1 (см. фиг. 1-4) определяют размеры центраторов 21, 22, 27.
В зависимости от внутреннего диаметра наклонной скважины 1 определяют наружный диаметр пружинного центратора 21:
d1 = Dc, (1)
где Dc - внутренний диаметр трубы скважины 1, мм.
d1 - наружный диаметр пружинного центратора 21, мм.
В зависимости от внутреннего диаметра наклонной скважины 1 определяют наружный диаметр жесткого центратора 22:
d2 = 0,89· Dc, (2)
где d2 - наружный диаметр жёсткого центратора 22, мм.
Определяют внутренний диаметр центратора 27 превентора 4 по следующей зависимости, полученной опытным путём:
1,08·dм < Dц < dм·( Dc /d2), (3)
где, Dц - внутренний диаметр центратора 27 превентора 4, мм;
dм − наружный диаметр переходной муфты 24 герметизируемой трубы 25, мм.
Для опрессовки превентора 4 в скважине 1 с внутренним диаметром трубы 1' по ГОСТ 632-80: Dс = 146 мм - (2⋅7 мм) = 132 мм с герметизирующими эластичными плашками 26 превентора 4 под НКТ наружным диаметром 73 мм по ГОСТ 633-80, согласно которого наружный диаметр переходной муфты 24 герметизируемой трубы 25: dм = 88,9 мм. Примем dм = 89 мм.
Подставляя числовые значения в формулы (1-3) определим диаметры центраторов 21, 22, 27:
Наружный диаметр пружинного центратора 21:
d1 = Dc =132 мм;
Наружный диаметр жесткого центратора 22:
d2 = 0,89· 132 мм = 117,5 мм;
Внутренний диаметр центратора превентора 25:
1,08·89 мм < Dц < 89 мм·( 132 мм /117,5 мм) = 96 мм < Dц < 100 мм
Примем Dц = 98 мм.
Далее стенд собирают на устье наклонной скважины 1 как показано на фиг. 1 с использованием изготовленных центраторов 21, 22, 27 с диаметрами, указанными выше.
Затем в превентор 4 устанавливают эластичные плашки 26 под герметизируемую колонну труб 25 с наружным диаметром 73 мм и крепят превентор 4 на опорный фланец (на фиг. 1 и 4 показано условно) устья наклонной скважины 1.
Затем посредством переходной муфты 24 (см. фиг. 1) соединяют опорную трубу 2 в сборе с устройством с герметизируемой колонной труб 25 (колонной НКТ наружным диаметром 73 мм).
Затем сквозь перевентор 4 в наклонную скважину 1 спускают предлагаемую конструкцию устройства как показано на фиг. 1.
В процессе спуска устройства в наклонную скважину 1 подпружиненый центратор 21 снизу, а жесткий центратор 22 сверху центрируют резиновую манжету 8 в наклонной скважине 1, также центраторы 21 и 22 центрируют герметизируемую трубу 25 относительно центральной оси наклонной скважины 1 при проведении опрессовки эластичных плашек 26 превентора 4.
В процессе спуска устройства задвижка 29 (см. фиг. 1 и 4) наклонной скважины 1 открыта, и находящаяся в наклонной скважине 1 жидкость перетекает снизу вверх через внутреннюю полость опорный трубы 2 (см. фиг. 4) сквозь ряд радиальных отверстий 18 заглушенного сверху полого штока 17 через радиальные каналы 16 опорной трубы 2 в пространство наклонной скважины 1 над резиновой манжетой 8. По достижению заданного интервала, например, равного 10 м, заполняют технологической жидкостью наклонную скважину 1, например, пресной водой плотностью 1000 кг/м3.
Далее наворачивают на верхний конец герметизируемой трубы 25 переходную муфту 24' и сажают на элеватор 30, после чего герметизируемую трубы 25, соединенную сверху с опорной трубой 2 гидравлически обвязывают с насосом 28.
В качестве насоса 28 может использоваться насос любой известной конструкции, предназначенный для закачки жидкости в скважину, например цементировочный агрегат марки ЦА-320, производства ООО «Ижнефтегаз» (Российская Федерация, Республика Удмуртия, г. Ижевск).
Герметизируют устье скважины, т.е. вращением щтурвалов (на фиг. 1 и 4 показано условно) превентора (см. фиг. 4) охватывают герметизируемую колонну труб 25 эластичными плашками 26 превентора 4.
С помощью насоса 28 нагнетают технологическую жидкость в герметизируемую колонну труб 25 и опорную трубу 2 до выхода циркуляции технологической жидкости через внутреннюю полость опорный трубы 2 (см. фиг. 4) сквозь ряд радиальных отверстий 18 заглушенного сверху полого штока 17 через радиальные каналы 16 опорной трубы 2 в межколонное пространство наклонной скважины 1 над резиновой манжетой 8 и через патрубок на устье наклонной скважины 1, на котором установлена задвижка 29.
Далее не прекращая закачки технологической жидкости насосом 28 закрывают задвижку 29 и с создавая в герметизируемой колонне труб 25 и опорной трубе 2 избыточное давление, например 5 МПа, под действием которого полый шток 17, герметично расположенный внутри опорной трубы 2 совместно с шайбой 14, с которым он жестко соединен с помощью пальца 11, установленного в вертикальные сквозные продольные пазы 10 опорной трубы 2 начинает перемещаться вниз, при этом шайба 14, воздействует своим нижним торцом на пружину 15, которая в свою очередь уперта снизу в зажимную тарелку 9, при этом пружина 15 начинает сжиматься.
Давление в герметизируемой трубе 25 над полым штоком 17 продолжают поднимать, при этом полый шток совместно с пальцем 11 и шайбой 14 продолжают двигаться вниз по вертикальному сквозному пазу 10, при этом сначала герметично перекрывается ряд радиальных отверстий 18 полого штока 17, отсекая межколонное пространство наклонной скважины 1 выше резиновой манжеты 8 от внутренней полости опорной трубы 2 ниже полого штока 17.
Затем по мере перемещения полого штока 17 вниз открывается верхний ряд радиальных каналов 16 опорной трубы 2, при этом палец 11 упирается в нижний торец вертикального сквозного паза 10, при этом сжатие пружины 15 (см. фиг. 4) прекращается.
Далее продолжают нагнетать технологическую жидкость в герметизируемую трубу 25 и поднимают давление до намеченного давления опрессовки эластичных плашек 26 превентора 4, например 25,0 МПа.
В результате резиновая манжета 8 радиально расширяется и герметично прижимается к внутренним стенкам наклонной скважины 1. Конусные фаски 12 и 13, выполненные в соответствующих опорной 6 и зажимной 9 тарелках, предотвращают затекание торцов уплотнительной резиновой манжеты 8 за соответствующие опорную 6 и зажимную 9 тарелки при их герметизации в наклонной скважине 1.
Для эффективной работы стенда необходимо соблюдение следующего неравенства (см. фиг. 4):
а = b < c,
где а - расстояние от верхнего торца полого штока 17 до ряда радиальных отверстий 16 опорной трубы 2, например 0,2 м;
b - длина вертикального сквозного паза 10, например 0,2 м;
с - длина вертикального глухого паза 19, например 0,25 м.
Выдерживают заданное время давление опрессовки, после чего с устья наклонной скважины 1 путем открытия задвижки 29 сбрасывают давление в межколонном пространстве выше резиновой манжеты 8 наклонной скважины 1.
В результате чего шайба 14, жестко соединенная с полым штоком 17 посредством пальца 11, расположенного в вертикальных сквозных продольных пазах 10 опорной трубы 2, под действием возвратной силы пружины 15 поднимается вверх, а резиновая манжета 8 радиально сужается и отходит от внутренних стенок наклонной скважины 1 и возвращается в транспортное положение (см. фиг. 1). Возвратная сила пружины 15 подбирается исходя из расчётного усилия сжатия резиновой манжеты 8, например 2000 Н, обеспечивающей её герметичность с внутренними стенками наклонной скважины 1.
После окончания опрессовки эластичных элементов плашек 26 превентора 4 под герметизируемую колонну НКТ наружным диаметром 73 мм в наклонной скважине 1 с наружным диаметром трубы 146 мм производят работы по опрессовке других эластичных элементов плашек превентора 4 (путем замены эластичных плашек на устье наклонной скважины 1), но под ту же герметизируемую колонну НКТ наружным диаметром 73 мм, после чего устройство извлекают из наклонной скважины 1.
При необходимости опрессовки эластичных элементов плашек 26 превентора 4 под герметизируемую колонну НКТ другим наружным диаметром, например 89 мм в наклонной скважине 1 с наружным диаметром трубы, например 168 мм вышеописанные работы по опрессовке других эластичных элементов плашек превентора 4 повторяют, начиная с определения диаметров центраторов 21, 22, 27.
Повышается надёжность опрессовки превентора в наклонной скважине или стендовой скважине БПО, связанная с качественной центровкой устройства относительно опрессовываемого превентора в наклонной скважине, путем использования трёх центраторов, подобранных опытным путем, что приводит к равномерному охвату эластичными плашками превентора герметизируемой трубы, и как следствие, герметичной опрессовке превентора.
Повышается эффективность опрессовки превентора, так как исключена потеря работоспособности устройства за счёт закусывания (заклинивания) нижней резиновой манжеты. Это связано с тем, что из конструкции стенда исключены: нижняя резиновая манжета и обратный конус опорной тарелки, герметизация в наклонной скважине производится только за счёт радиального расширения резиновой манжеты 8 к внутренним стенкам наклонной скважины 1. Предлагаемый стенд в сравнении с прототипом имеет простую конструкцию, что позволяет в 1,5-2 раза снизить стоимостьизготовления стенда и сэкономить материальные и финансовые средства.
Стенд позволяет расширить технологические возможности опрессовки превентора 4 за счёт возможности подбора диаметра герметизируемой трубы 25, соединяемой к опорной трубе 2, под соответствующие эластичные плашки 26 превентора 4. Таким образом стенд позволяет поочередно опрессовать ряд эластичных плашек 26 превентора 4 в зависимости от наружного диаметра герметизируемой трубы 25, например: 60, 73, 89 мм
Предлагаемый стенд для опрессовки превентора на скважине позволяет:
- упростить конструкцию и снизить себестоимость изготовления;
- повысить надёжность и эффективность в работе;
- расширить технологических возможности опрессовки превентора.
Claims (1)
- Стенд для опрессовки превентора на скважине, включающий опорную трубу, проходящую через корпус превентора, наружную цилиндрическую выборку, выполненную на опорной трубе, в наружной цилиндрической выборке снизу вверх установлены опорная тарелка, выполненная снизу под конус, сужающийся сверху вниз, резиновая манжета, зажимная тарелка, при этом в опорной трубе выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза, опорная и зажимная тарелки оснащены конусными фасками под резиновую манжету, позволяющими предотвратить затекание концов резиновой манжеты за опорную и зажимную тарелки при их герметизации на скважине, а также опорную шайбу, направляющий штифт, паз и насос, отличающийся тем, что шайба установлена на опорной трубе над наружной цилиндрической выборкой, при этом шайба подпружинена вверх от зажимной тарелки, опорная труба выше шайбы оснащена рядом радиальных каналов, а палец, установленный в вертикальном сквозном пазу, жестко закреплен с одной стороны в шайбе, а с другой стороны палец жестко закреплён в заглушенном сверху полом штоке, при этом в верхней части полого штока выполнен ряд радиальных отверстий, а в нижней части полый шток оснащён вертикальным глухим пазом, в который установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в опорной трубе ниже вертикального сквозного паза, при этом в транспортном положении радиальные каналы опорной трубы и радиальные отверстия полого штока совмещены между собой, а в рабочем положении полый шток, палец и шайба имеют возможность ограниченного вертикального перемещения вниз, при этом на нижнем конце опорной трубы установлен подпружиненный центратор, а на верхнем конце опорной трубы размещен жесткий центратор, оснащённый наружными переточными каналами, сверху опорная труба с помощью переходной муфты соединена с герметизируемой трубой, наружным диаметром, соответствующим типоразмерам эластичных элементов плашек превентора, причём сверху на превенторе закреплён центратор, при этом герметизируемая труба, соединенная сверху с опорной трубой, гидравлически обвязана с насосом.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020106545A RU2724724C1 (ru) | 2020-02-12 | 2020-02-12 | Стенд для опрессовки превентора в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020106545A RU2724724C1 (ru) | 2020-02-12 | 2020-02-12 | Стенд для опрессовки превентора в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2724724C1 true RU2724724C1 (ru) | 2020-06-25 |
Family
ID=71136085
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020106545A RU2724724C1 (ru) | 2020-02-12 | 2020-02-12 | Стенд для опрессовки превентора в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2724724C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778499C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2022-08-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Стенд для испытания устьевого скважинного оборудования |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU987075A1 (ru) * | 1981-03-04 | 1983-01-07 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Пакер преимущественно дл опрессовки соединений труб в скважине |
| RU2232248C2 (ru) * | 2003-04-14 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "АЛ" | Система для опрессовки эксплуатационной колонны |
| US7207384B2 (en) * | 2004-03-12 | 2007-04-24 | Stinger Wellhead Protection, Inc. | Wellhead and control stack pressure test plug tool |
| CN202547891U (zh) * | 2012-03-13 | 2012-11-21 | 梁伟成 | 一种井口防喷器的试压装置 |
| RU2708748C1 (ru) * | 2019-08-30 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Стенд для опрессовки превентора на скважине |
| RU2708737C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Устройство для опрессовки превентора на скважине |
-
2020
- 2020-02-12 RU RU2020106545A patent/RU2724724C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU987075A1 (ru) * | 1981-03-04 | 1983-01-07 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Пакер преимущественно дл опрессовки соединений труб в скважине |
| RU2232248C2 (ru) * | 2003-04-14 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "АЛ" | Система для опрессовки эксплуатационной колонны |
| US7207384B2 (en) * | 2004-03-12 | 2007-04-24 | Stinger Wellhead Protection, Inc. | Wellhead and control stack pressure test plug tool |
| CN202547891U (zh) * | 2012-03-13 | 2012-11-21 | 梁伟成 | 一种井口防喷器的试压装置 |
| RU2708737C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Устройство для опрессовки превентора на скважине |
| RU2708748C1 (ru) * | 2019-08-30 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Стенд для опрессовки превентора на скважине |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778499C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2022-08-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Стенд для испытания устьевого скважинного оборудования |
| RU2795662C1 (ru) * | 2023-03-23 | 2023-05-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для опрессовки двухрядного превентора на скважине |
| RU2808287C1 (ru) * | 2023-05-23 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Стенд для опрессовки двухрядного превентора на скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU182823U1 (ru) | Пакерный модуль для автономной изоляции интервалов негерметичности в необсаженной скважине | |
| RU2724724C1 (ru) | Стенд для опрессовки превентора в скважине | |
| RU2405101C1 (ru) | Центратор обсадной колонны | |
| CN108005611B (zh) | 爪套式分级注水泥器 | |
| RU2455451C1 (ru) | Устройство для цементирования хвостовика в скважине | |
| CN113090224B (zh) | 一种固井用引鞋以及膨胀悬挂固井管柱 | |
| RU60606U1 (ru) | Опрессовочный пакер | |
| RU2325508C2 (ru) | Циркуляционный клапан | |
| CN211851727U (zh) | 一种固井用膨胀式悬挂器 | |
| RU64269U1 (ru) | Пакер | |
| RU2732177C1 (ru) | Стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине | |
| RU2795659C1 (ru) | Стенд для опрессовки двухрядного превентора | |
| RU2431732C1 (ru) | Устройство для цементирования хвостовика в скважине | |
| RU2795662C1 (ru) | Устройство для опрессовки двухрядного превентора на скважине | |
| RU53713U1 (ru) | Опрессовочный пакер | |
| RU2808287C1 (ru) | Стенд для опрессовки двухрядного превентора на скважине | |
| RU2788207C1 (ru) | Стенд для опрессовки превентора | |
| RU2794702C1 (ru) | Клапан механический циркуляционный | |
| RU51092U1 (ru) | Опрессовочный пакер | |
| RU58601U1 (ru) | Устройство для цементирования обсадной колонны в скважине | |
| RU59700U1 (ru) | Пакер | |
| RU55013U1 (ru) | Пакер | |
| RU57352U1 (ru) | Устройство для цементирования обсадной колонны в скважине | |
| RU2234594C1 (ru) | Устройство для цементирования дополнительной обсадной колонны | |
| RU52081U1 (ru) | Опрессовочный пакер |