RU2730162C1 - Превентор для скважин с двухрядной колонной труб - Google Patents
Превентор для скважин с двухрядной колонной труб Download PDFInfo
- Publication number
- RU2730162C1 RU2730162C1 RU2020113885A RU2020113885A RU2730162C1 RU 2730162 C1 RU2730162 C1 RU 2730162C1 RU 2020113885 A RU2020113885 A RU 2020113885A RU 2020113885 A RU2020113885 A RU 2020113885A RU 2730162 C1 RU2730162 C1 RU 2730162C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- horizontal channels
- rams
- preventer
- semi
- 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
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
Abstract
Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, в том числе на скважинах сверхвязкой нефти с наклонным устьем двухрядной колонны труб, охраны недр и окружающей среды, обеспечивающему одновременное проведение спуско-подъёмных операций двух колонн: колонны труб с муфтами и гибкой колонны труб, без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины. Превентор для скважин с двухрядной колонной труб содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом. Относительно осевого канала симметрично расположены два боковых горизонтальных канала, 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. Во вторых горизонтальных каналах, расположенных в верхнем фланце, в герметичном исполнении снаружи ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночных пазов, присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор, при этом эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины. Плашечные блоки с трубными плашками в первых горизонтальных каналах оснащены двумя полукольцевыми выборками с пазами. Во вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащёнными двумя полукольцевыми выборками. В пазах полукольцевых выборок каждой из трубных и дополнительных трубных плашек установлены и зафиксированы герметизирующие элементы, выполненные в виде термостойких эластичных уплотнителей, а также центрирующие элементы, выполненные в виде полуколец. Центральные оси полукольцевых выборок трубных плашек и центральные оси полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек расположены относительно центральной оси осевого канала корпуса эксцентрично по разные стороны от центральной оси осевого канала корпуса под углом 180° между собой и на расстоянии, обеспечивающем центрирование колонн труб относительно осевого канала корпуса превентора в наклонной скважине и поочередную или одновременную герметизацию колонны труб с муфтами и колонны гибких труб при возникновении нефтегазоводопроявления, при этом плашечные блоки размещены в горизонтальных каналах с возможностью обеспечения одновременного проведения спуско-подъёмных операций двух колонн: колонны труб с муфтами и гибкой колонны труб, без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины. Превентор для скважин с двухрядной колонной труб позволяет расширить технологические возможности превентора, а также повысить качество герметизации двух колонн труб на устье наклонной скважины СВН, а также повысить безопасность проведения работ при возникновении НГВП на устье наклонной скважины СВН и сократить длительность проведения СПО. 4 ил.
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), в том числе на скважинах сверхвязкой нефти (СВН) с наклонным устьем двухрядной колонны труб, охраны недр и окружающей среды, обеспечивающего одновременное проведение спуско-подъёмных операций (СПО) двух колонн: колонны труб с муфтами и гибкой колонны труб без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины.
Известен превентор, содержащий верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, в корпусе относительно осевого канала симметрично расположены верхний и нижний ряды боковых горизонтальных каналов, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала корпуса превентора, в каждом из боковых горизонтальных каналов 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 (RU № 65555, МПК Е21В 33/06, опубл. 10.08.2007). Верхняя часть осевого канала корпуса оснащена конической посадочной поверхностью, сужающейся сверху вниз с возможностью установки в неё сменного шарового крана. В верхнем фланце симметрично и перпендикулярно осевому каналу корпуса выполнены дополнительные горизонтальные каналы, имеющие круглую форму в поперечном сечении. Снаружи в дополнительные горизонтальные каналы в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальных каналах, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурными пазами. Верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и жесткой фиксации сменной герметизирующей вставки в конической посадочной поверхности корпуса фигурными пазами ползунов. При проведении спуско-подъёмных операций в скважине с двухрядной колонной труб в плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналах размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с минимальным наружным диаметром, а в плашечных блоках нижних боковых горизонтальных каналах размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с максимальным наружным диаметром. Эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины.
Недостатки конструкции превентора:
- во-первых, ограниченные технологические возможности конструкции трубных плашек с эластичными уплотнителями, размещенными в плашечных блоках, связанные с невозможностью загерметизировать одновременно на устье наклонной (под углом до 45°) скважины СВН две колонны труб при их одновременном спуске в наклонную скважину СВН;
- во-вторых, низкое качество герметизации спускаемой в скважину хотябы одной колонны труб при возникновении НГВП в наклонной скважине СВН. Это обусловлено тем, что при установке данного превентора на устье наклонной скважины невозможно плотно загерметизировать колонну труб на устье скважины, вследствие отсутствия центровки центральной оси спускаемой в скважину колонны труб и оси корпуса превентора. Поэтому при смыкании трубных плашек на устье наклонной скважины за счёт смещения трубных плашек относительно друг друга происходит неравномерный охват эластичными уплотнителями герметизируемой колонны труб, поэтому пропуски жидкости через эластичные уплотнители превентора начинаются уже при низких давлениях (0,5-1 МПа);
- в- третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте связанная с потерей работоспособности превентора из-за выхода из строя эластичных уплотнителей трубных плашек до возникновения НГВП;
- в-четвёртых, длительность проведения СПО, так как две колонны труб спускаются в скважину последовательно, а не одновременно;
- в-пятых, высокая металлоёмкость и габаритные размеры, связанные с наличием в конструкции превентора симметрично расположенных верхнего и нижнего рядов боковых горизонтальных каналов.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является плашечный превентор для скважины с двухрядной колонной труб (RU № 2713032, МПК Е21В 33/06, опубл. 03.02.2020), содержащий верхний и нижний фланцы, жестко соединенные 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, при этом в верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы и имеют круглую форму в поперечном сечении, снаружи в горизонтальные каналы верхнего фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещенными в горизонтальном канале, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурным пазами, а верхний фланец оснащен шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночных пазов и жесткой фиксации сменной герметизирующей втулки в конической посадочной поверхности корпуса фигурными пазами ползунов, при этом в плашечных блоках превентора размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями исходя из максимального наружного диаметра колонны труб двухрядной колонны, а для герметизации колонны труб с минимальным наружным диаметром из двухрядной колонны труб в ее компоновку на устье скважины установлен аварийный патрубок с максимальным наружным диаметром колонны труб, равным максимальному наружному диаметру колонны труб из двухрядной колонны труб, причем аварийный патрубок оснащен сверху шаровым краном, а снизу - переводником, оснащенным снизу резьбой, соответствующей резьбе муфты колонны труб с минимальным наружным диаметром двухрядной колонны труб, причем эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины, работающей в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.
Недостатки конструкции превентора:
- во-первых, ограниченные технологические возможности конструкции трубных плашек с эластичными уплотнителями, размещенными в плашечных блоках, связанные с невозможностью загерметизировать одновременно на устье наклонной (под углом до 45°) скважины СВН две колонны труб при их одновременном спуске в наклонную скважину СВН;
- во-вторых, низкое качество герметизации спускаемой в скважину колонны труб при возникновении НГВП в наклонной скважине СВН. Это обусловлено тем, что при установке данного превентора на устье наклонной скважины невозможно плотно загерметизировать колонну труб на устье скважины, вследствие отсутствия центровки центральной оси спускаемой в скважину колонны труб и оси корпуса превентора. Поэтому при смыкании трубных плашек на устье наклонной скважины за счёт смещения трубных плашек относительно друг друга происходит не равномерный охват эластичными уплотнителями герметизируемой колонны труб, поэтому пропуски жидкости через эластичные уплотнители превентора начинаются уже при низких давлениях (0,5-1 МПа);
- в- третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте, связанная с потерей работоспособности превентора из-за выхода из строя эластичных уплотнителей трубных плашек до возникновения НГВП;
- в-четвёртых, длительность проведения СПО, так как две колонны труб спускаются в скважину последовательно, а не одновременно.
Техническими задачами изобретения являются расширение технологических возможностей превентора, а также повышение качества герметизации колонн труб на устье наклонной скважины СВН, а также повышение безопасности проведения работ при возникновении НГВП на устье наклонной скважины СВН и сокращение длительности проведения СПО.
Поставленные технические задачи решаются превентором для скважин с двухрядной колонной труб, содержащим верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены два боковых горизонтальных канала, 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, во вторых горизонтальных каналах, расположенных в верхнем фланце, в герметичном исполнении снаружи ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночных пазов, присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор, при этом эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины.
Новым является то, что плашечные блоки с трубными плашками в первых горизонтальных каналах оснащены двумя полукольцевыми выборками с пазами, во вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащёнными двумя полукольцевыми выборками, при этом в пазах полукольцевых выборок каждой из трубных и дополнительных трубных плашек установлены и зафиксированы герметизирующие элементы, выполненные в виде термостойких эластичных уплотнителей, а также центрирующие элементы, выполненные в виде полуколец, причём центральные оси полукольцевых выборок трубных плашек и центральные оси полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек расположены относительно центральной оси осевого канала корпуса эксцентрично по разные стороны от центральной оси осевого канала корпуса под углом 180° между собой и на расстоянии, обеспечивающим центрирование колонн труб относительно осевого канала корпуса превентора в наклонной скважине и поочередную или одновременную герметизацию колонны труб с муфтами и колонны гибких труб при возникновении нефтегазоводопроявления, при этом плашечные блоки размещены в горизонтальных каналах с возможностью обеспечения одновременного проведения спуско-подъёмных операций двух колонн: колонны труб с муфтами и гибкой колонны труб без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины.
На фиг. 1 схематично изображен превентор в процессе проведения СПО с двумя колоннами труб, спущенных в наклонную скважину.
На фиг. 2 схематично изображен превентор при герметизации двух колонн труб, спущенных в наклонную скважину.
На фиг. 3 изображено сечение А-А превентора при герметизации колонны труб с муфтами и центрировании колонны гибких труб.
На фиг. 4 изображено сечение Б-Б превентора при герметизации колонны гибких труб и центрировании колонны труб с муфтами.
Превентор для скважины с двухрядной колонной труб содержит верхний 1 (фиг. 1, 2) и нижний 2 фланцы, жестко соединенные с корпусом 3 превентора. Корпус 3 оснащен вертикальным круглым осевым каналом 4. Относительно осевого канала 4 симметрично расположены два боковых горизонтальных канала 5' и 5ʺ и 6' и 6ʺ. Продольные оси боковых горизонтальных каналов 5' и 5ʺ и 6' и 6ʺ расположены перпендикулярно оси вертикального канала 4.
В первых горизонтальных каналах 5' и 5ʺ, выполненных в корпусе 3 с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки 7' и 7ʺ, в которых размещены трубные плашки 8' и 8ʺ. Также в боковых горизонтальных каналах 5' и 5ʺ установлены ручные приводы 9' и 9" управления трубными плашками 8' и 8ʺ, включающие приводные штоки 10' и 10ʺ соответствующих трубных плашек 8' и 8ʺ, соответственно имеющие резьбовые соединения 11' и 11ʺ для взаимодействия с крышками 12' и 12ʺ, ввернутыми в горизонтальные каналы 5' и 5ʺ.
Вторые горизонтальные каналы 6' и 6ʺ выполнены в верхнем фланце 1. Снаружи в горизонтальные каналы 6' и 6ʺ верхнего фланца 1 в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры 13' и 13ʺ. Винтовые упоры 13' и 13ʺ (на фиг. 1-4 показано условно) взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 14' и 14ʺ, размещенными в горизонтальных каналах 6' и 6ʺ. Выдвижные ползуны 14' и 14ʺ оснащены шпоночными пазами 15' и 15ʺ Верхний фланец 1 оснащен шпонками 16' и 16ʺ, установленными в соответствующие шпоночные пазы 15' и 15ʺ выдвижных ползунов 14' и 14ʺ, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночного паза 15' и 15ʺ.
Полости плашечных блоков 7' и 7ʺ, установленных в первых горизонтальных каналах 5' и 5ʺ и выдвижных ползунов 14' и 14", установленных во-вторых горизонтальных каналах 6' и 6ʺ в поперечном сечении имеют прямоугольную форму.
В первых горизонтальных каналах 5' и 5" размещены плашечные блоки 7' и 7ʺ с трубными плашками 8' и 8ʺ (фиг. 1, 2, 3).
Трубная плашка 8' оснащена на передней грани 17' (фиг. 1, 3) двумя полукольцевыми выборками 18' и 18" (фиг. 3) с соответствующими пазами 19' и 19ʺ.
Трубная плашка 8" оснащена на передней грани 17" (фиг. 3) двумя полукольцевыми выборками 18'" и 18"" с соответствующими пазами 19"' и 19ʺ".
Во вторых горизонтальных каналах 6' и 6" размещены выдвижные ползуны 14' и 14" с дополнительными трубными плашками 20' и 20" (фиг. 1, 2, 4), соответственно.
Дополнительная трубная плашка 20' оснащена на передней грани 21' (фиг. 4) двумя полукольцевыми выборками 22' и 22" с соответствующими пазами 23' и 23ʺ.
Дополнительная трубная плашка 20" (фиг. 1, 4) оснащена на передней грани 21'' двумя полукольцевыми выборками 22"' и 22"" (фиг. 4) с соответствующими пазами 23"' и 23"ʺ.
В соответствующих пазах 19' и 19" (см. фиг. 3) полукольцевых выборок 18' и 18" трубной плашки 8' и в соответствующих пазах 19"' и 19"" полукольцевых выборок 18'" и 18"" трубной плашки 8" установлены и зафиксированы герметизирующие элементы, выполненные в виде термостойких эластичных уплотнителей 24' и 24", а также центрирующие элементы, выполненные в виде полуколец 25' и 25".
В соответствующих пазах 23' и 23" (см. фиг. 4) полукольцевых выборок 22' и 22" дополнительной трубной плашки 20' и в соответствующих пазах 23"' и 23"" полукольцевых выборок 22'" и 22"" дополнительной трубной плашки 20" установлены и зафиксированы центрирующие элементы, выполненные в виде полуколец 26' и 26", а также герметизирующие элементы, выполненные в виде термостойких эластичных уплотнителей 27' и 27".
Таким образом:
В пазе 19' (см. фиг. 3) полукольцевой выборки 18' трубной плашки 8' установлен и зафиксирован герметизирующий термостойкий эластичный уплотнитель 24'.
В пазе 19" полукольцевой выборки 18" трубной плашки 8' установлен и зафиксирован центрирующий элемент – полукольцо 25'.
В пазе 19'" полукольцевой выборки 18'" трубной плашки 8" установлен и зафиксирован герметизирующий термостойкий эластичный уплотнитель 24".
В пазе 19"" полукольцевой выборки 18"" трубной плашки 8" установлен и зафиксирован центрирующий элемент – полукольцо 25".
В пазе 23' (см. фиг. 4) полукольцевой выборки 22' дополнительной трубной плашки 20' установлен и зафиксирован центрирующий элемент – полукольцо 26'.
В пазе 23" полукольцевой выборки 22" дополнительной трубной плашки 20' установлен и зафиксирован герметизирующий термостойкий эластичный уплотнитель 27'.
В пазе 23"' полукольцевой выборки 22"' дополнительной трубной плашки 20" установлен и зафиксирован центрирующий элемент – полукольцо 26".
В пазе 23"" полукольцевой выборки 22"" дополнительной трубной плашки 20" установлен и зафиксирован герметизирующий термостойкий эластичный уплотнитель 27".
Центральные оси полукольцевых выборок 18' и 18", 18'" и 18"" (см. фиг. 3) трубных плашек 8' и 8", а также центральные оси полукольцевых выборок 22' и 22", 22'" и 22"" (фиг. 4) дополнительных трубных плашек 20' и 20" расположены относительно центральной оси осевого канала 4 корпуса 3 эксцентрично и по разные стороны от центральной оси осевого канала 4 корпуса 3 под углом 180° между собой и на расстоянии – А и Б обеспечивающим центрирование колонн труб относительно осевого канала 4 корпуса 3 превентора в наклонной скважине и поочередную или одновременную герметизацию колонны труб 28 с муфтами и колонны гибких труб (КГТ) 29 при возникновении НГВП. Внутри КГТ 29 находится оптический кабель 30, предназначенный для контроля температурного режима работы наклонной скважины. Оптический кабель 30 выпускается по ГОСТ Р57139-2016 «Кабели оптические».
Расстояние – А и Б (А = Б) подбирается опытным путём, так как зависит от проходного диаметра осевого канала 4 корпуса 3, а также наружных диаметров колонны труб 28 с муфтами и КГТ 29. Плашечные блоки 7' и 7", а также выдвижные ползуны 14' и 14", размещённые в соответствующих горизонтальных каналах 5' и 5", а также 6' и 6", обеспечивают одновременное проведение с помощью превентора спуско-подъёмных операций двух колонн: колонны труб 28 с муфтами и КГТ 29 без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины.
При проведении СПО в наклонной скважине с двухрядной колонной труб 28 с муфтами и КГТ 29 в плашечных блоках 7' и 7ʺ (фиг. 1-2) размещены трубные плашки 8' и 8ʺ (фиг. 1-3), снабженные эластичными уплотнителями 24' и 24ʺ исходя из диаметра d1, которые в сомкнутом состоянии обеспечивают герметизацию колонны труб 28 с муфтами при возникновении НГВП и центрирующими полукольцами 25' и 25", диаметр dц которых в сомкнутом состоянии превышает наружный диаметр колонны гибких труб d2, например на 4 мм.
При проведении спуско-подъемных операций (фиг. 2) в скважине с двухрядной колонной труб 28 с муфтами и КГТ 29 в выдвижных ползунах 14' и 14ʺ размещены дополнительные трубные плашки 20' и 20ʺ, снабженные эластичными уплотнителями 27' и 27ʺ исходя из наружного диаметра d2 КГТ 29, которые в сомкнутом состоянии обеспечивают герметизацию КГТ 29 при возникновении НГВП и центрирующими полукольцами 26' и 26", диаметр Dц которых в сомкнутом состоянии превышает наружный диаметр d1 колонны труб 28, например на 6 мм.
Первые боковые горизонтальные каналы 5' и 5ʺ, выполненные в корпусе 3, и вторые горизонтальные каналы 6' и 6ʺ, выполненные в верхнем фланце 1, могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1, 2), так и повернуты на 90° относительно друг друга (на фиг. 1-4 не показано).
При использовании устройства в паронагнетательных скважинах, где температура закачиваемого пара составляет 200-250°С, с целью исключения выброса из скважины закачиваемого пара эластичные уплотнители 24' и 24ʺ, 27' и 27ʺ 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.
Герметичность в боковых горизонтальных каналах 5' и 5ʺ и 6' и 6ʺ в процессе работы устройства обеспечивают уплотнительные кольца (на фиг. 1-4 показаны условно).
Предлагаемый превентор для скважины с двухрядной колонной труб работает следующим образом.
Залежь сверхвязкой нефти разрабатывают паронагнетательной горизонтальной скважиной с наклонным устьем, при этом в скважину спущены две параллельные колонны труб:
- для закачки пара с целью создания паровой камеры в залежи СВН используют колонну труб 28 с муфтами, например, колонну НКТ с наружным диаметром 89 мм,
- для контроля за температурой закачки пара по стволу паронагнетательной горизонтальной скважины используют оптоволоконный кабель, размещенный внутри КГТ 29, например, колонны КГТ диаметром 25,4 мм;
- расстояние между центральными осями колонны труб 28 с муфтами и КГТ 29 составляет: А= 85 мм.
Для реализации вышеописанной технологии в процессе эксплуатации и ремонта скважин необходимо с устья наклонной скважины одновременно производить спуско-подъемные операции с двумя колоннами труб: колонной труб 28 с муфтами и КГТ 29 для этого используют предлагаемый превентор. Превентор нижним фланцем 2 крепят на опорном фланце (на фиг. 1-4 не показано) наклонного устья скважины. Далее производят одновременный и параллельный спуск колонны труб 28 с муфтами и колонны КГТ 29 через предлагаемый превентор (фиг. 1). В процессе спуска колонну труб 28 с муфтами и КГТ 29 перемещают через вертикальный осевой канал 4 корпуса 3 (фиг. 1) в наклонную скважину, например, до достижения забоя (на фиг. 1-4 не показано). В процессе спуска (подъёма) колонны труб 28 и 29 (см. фиг. 1-4) возможно возникновение НГВП для этого необходимо загерметизировать пространство между превентором и колоннами труб 28 с муфтами или КГТ 29 эластичными уплотнителями 24' и 24ʺ трубных плашек 8' и 8ʺ и эластичными уплотнителями 27' и 27ʺ дополнительных трубных плашек 20' и 20ʺ, соответственно. При возникновении НГВП производят герметизацию устья наклонной скважины при этом одновременно и синхронно вращают:
-штурвалы ручных приводов 9' и 9ʺ по часовой стрелке на 5-6 оборотов через приводные штоки 10' и 10ʺ, которые воздействуют в осевом направлении на соответствующие трубные плашки 8' и 8ʺ с эластичными уплотнителями 24' и 24ʺ. В результате трубные плашки 8' и 8ʺ с эластичными уплотнителями 24' и 24ʺ продольно перемещаются внутрь корпуса 3.
- винтовые упоры 13' и 13ʺ, на 5-6 оборотов по часовой стрелке на 5-6 оборотов, которые взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 14' и 14ʺ, размещенными в боковых горизонтальных каналах 6' и 6ʺ. Благодаря вращению винтовых упоров 13' и 13ʺ ползуны 14' и 14ʺ продольно в пределах шпоночных пазов 15' и 15ʺ перемещаются в боковых горизонтальных каналах 6' и 6ʺ внутрь корпуса 3, а соответствующие им шпонки 16' и 16ʺ не позволяют ползунам 14' и 14ʺ радиально вращаться.
В результате полукольца 25' и 25", находящиеся в соответствующих трубных плашках 8' и 8" смыкаются (диаметральный зазор между полукольцами 25', 25" и КГТ 29, как указано выше составляет 4 мм) и центрируют КГТ 29 относительно осевого канала 4 корпуса 3 превентора, а эластичные уплотнители 27' и 27ʺ, находящиеся в дополнительных трубных плашках 20' и 20", соответствующих выдвижных ползунов 14' и 14", смыкаются и охватывают КГТ 29 по всей окружности трубы. Возникающее под дополнительными трубными плашками 20' и 20ʺ давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 27' и 27ʺ дополнительных трубных плашек 20' и 20ʺ к наружной поверхности КГТ 29, т.е. герметизируют пространство между превентором и КГТ 29.
Полукольца 26' и 26", находящиеся в соответствующих дополнительных трубных плашках 20' и 20" смыкаются (зазор между полукольца 26', 26" и колонной труб 28 с муфтами, как указано выше составляет 6 мм) и центрируют колонну труб 28 с муфтами относительно осевого канала 4 корпуса 3 превентора, а эластичные уплотнители 24' и 24ʺ, находящиеся в трубных плашках 8' и 8", соответствующих плашечных блоков 7' и 7", смыкаются и охватывают колонну труб 28 с муфтами по всей окружности трубы. Возникающее под трубными плашками 8' и 8ʺ давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 24' и 24ʺ трубных плашек 8' и 8ʺ к наружной поверхности колонны труб 28 с муфтами, т.е. герметизируют пространство между превентором и колонной труб 28 с муфтами.
После ликвидации НГВП т.е. после сброса давления в скважине открывают превентор. Для этого последовательно или одновременно и синхронно вращают:
- штурвалы ручных приводов 9' и 9ʺ против часовой стрелки на 5-6 оборотов, отводят плашечные блоки 7' и 7" с соответствующими трубными плашками 8' и 8ʺ до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 напротив боковых горизонтальных каналов 5' и 5ʺ превентора, т.е. возвращают трубные плашки 8' и 8ʺ с эластичными уплотнителями 24' и 24ʺ в положение, показанное на фиг. 1.
- синхронно вращают винтовые упоры 13' и 13ʺ против часовой стрелки на 5-6 оборотов, которые вытягивают соответствующие выдвижные ползуны 14' и 14ʺ, отводят дополнительные трубные плашки 20' и 20ʺ до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 напротив боковых горизонтальных каналов 6' и 6ʺ превентора, т.е. возвращают дополнительные трубные плашки 20' и 20ʺ с эластичными уплотнителями 27' и 27ʺ в положение, показанное на фиг. 1.
Эластичные уплотнители 24', 24'', 27', 27" выполнены из термостойкой губки ВРП-1, обеспечивающей герметичности превентора при выбросе пара в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.
Расширяются технологические возможности превентора, так как конструкция плашек превентора позволяет одновременно загерметизировать на устье наклонной (под углом до 45°) скважины СВН две колонны трубы при их одновременном спуске в наклонную скважину СВН при возникновении НГВП.
Повышается качество герметизации, спускаемых в наклонную скважину СВН одновременно и параллельно двух колонн труб при возникновении НГВП, так как при смыкании трубных и дополнительных трубных плашек на устье наклонной скважины происходит одновременно центрирование обеих колонн труб и равномерный охват эластичными уплотнителями герметизируемой колонны труб, поэтому гарантировано исключаются пропуски жидкости через эластичные уплотнители превентора.
Повышается безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте, связанная с потерей работоспособности превентора, так как, благодаря центрированию колонн труб в процессе их герметизации, исключается выход из строя эластичных уплотнителей до возникновения НГВП.
В два раза позволяет сократить длительность проведения СПО, так как обе колонны труб спускаются в наклонную скважину одновременно.
Предлагаемый превентор для скважин с двухрядной колонной труб позволяет:
- расширить технологические возможности;
- повысить качество герметизации колонн труб при возникновении НГВП;
- повысить безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при возникновении НГВП;
- сократить длительность проведения СПО, так как колонны труб спускаются в скважину одновременно.
Claims (1)
- Превентор для скважин с двухрядной колонной труб, содержащий верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены два боковых горизонтальных канала, 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, во вторых горизонтальных каналах, расположенных в верхнем фланце, в герметичном исполнении снаружи ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночных пазов, присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор, при этом эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины, отличающийся тем, что плашечные блоки с трубными плашками в первых горизонтальных каналах оснащены двумя полукольцевыми выборками с пазами, во вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащёнными двумя полукольцевыми выборками, при этом в пазах полукольцевых выборок каждой из трубных и дополнительных трубных плашек установлены и зафиксированы герметизирующие элементы, выполненные в виде термостойких эластичных уплотнителей, а также центрирующие элементы, выполненные в виде полуколец, причём центральные оси полукольцевых выборок трубных плашек и центральные оси полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек расположены относительно центральной оси осевого канала корпуса эксцентрично по разные стороны от центральной оси осевого канала корпуса под углом 180° между собой и на расстоянии, обеспечивающем центрирование колонн труб относительно осевого канала корпуса превентора в наклонной скважине и поочередную или одновременную герметизацию колонны труб с муфтами и колонны гибких труб при возникновении нефтегазоводопроявления, при этом плашечные блоки размещены в горизонтальных каналах с возможностью обеспечения одновременного проведения спуско-подъёмных операций двух колонн: колонны труб с муфтами и гибкой колонны труб, без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020113885A RU2730162C1 (ru) | 2020-04-17 | 2020-04-17 | Превентор для скважин с двухрядной колонной труб |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020113885A RU2730162C1 (ru) | 2020-04-17 | 2020-04-17 | Превентор для скважин с двухрядной колонной труб |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2730162C1 true RU2730162C1 (ru) | 2020-08-19 |
Family
ID=72086191
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020113885A RU2730162C1 (ru) | 2020-04-17 | 2020-04-17 | Превентор для скважин с двухрядной колонной труб |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2730162C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2745949C1 (ru) * | 2020-09-25 | 2021-04-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH073152B2 (ja) * | 1986-04-18 | 1995-01-18 | カメロン・アイアン・ワ−クス・インコ−ポレ−テツド | 防噴装置 |
| RU49094U1 (ru) * | 2005-02-08 | 2005-11-10 | Кусайко Николай Николаевич | Превентор |
| CN202117612U (zh) * | 2011-06-30 | 2012-01-18 | 上海神开石油化工装备股份有限公司 | 一种蒸汽加热的闸板防喷器 |
| RU168626U1 (ru) * | 2016-10-18 | 2017-02-13 | ООО "Производственная Инжиниринговая Компания "НЕФТЬ" | Превентор |
| RU2713032C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Превентор плашечный для скважин с двухрядной колонной труб |
| JP7003152B2 (ja) * | 2017-11-17 | 2022-01-20 | 富士フイルム株式会社 | 固体電解質組成物、全固体二次電池用シート、全固体二次電池用電極シート及び全固体二次電池、並びに、全固体二次電池用シート及び全固体二次電池の製造方法 |
-
2020
- 2020-04-17 RU RU2020113885A patent/RU2730162C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH073152B2 (ja) * | 1986-04-18 | 1995-01-18 | カメロン・アイアン・ワ−クス・インコ−ポレ−テツド | 防噴装置 |
| RU49094U1 (ru) * | 2005-02-08 | 2005-11-10 | Кусайко Николай Николаевич | Превентор |
| CN202117612U (zh) * | 2011-06-30 | 2012-01-18 | 上海神开石油化工装备股份有限公司 | 一种蒸汽加热的闸板防喷器 |
| RU168626U1 (ru) * | 2016-10-18 | 2017-02-13 | ООО "Производственная Инжиниринговая Компания "НЕФТЬ" | Превентор |
| JP7003152B2 (ja) * | 2017-11-17 | 2022-01-20 | 富士フイルム株式会社 | 固体電解質組成物、全固体二次電池用シート、全固体二次電池用電極シート及び全固体二次電池、並びに、全固体二次電池用シート及び全固体二次電池の製造方法 |
| RU2713032C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Превентор плашечный для скважин с двухрядной колонной труб |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2745949C1 (ru) * | 2020-09-25 | 2021-04-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10233716B2 (en) | Blowout preventer including blind seal assembly | |
| EP2834448B1 (en) | Wellsite connector with floating seal member and method of using same | |
| US5515926A (en) | Apparatus and method for installing coiled tubing in a well | |
| US6289993B1 (en) | Blowout preventer protector and setting tool | |
| USRE44520E1 (en) | Tubing hanger with annulus bore | |
| AU697126B2 (en) | Simplified xmas tree using sub-sea test tree | |
| US20130168578A1 (en) | Blowout Preventer Assembly | |
| EP3102778B1 (en) | Milling apparatus | |
| RU2632721C1 (ru) | Превентор плашечный | |
| US4350205A (en) | Work over methods and apparatus | |
| RU2713032C1 (ru) | Превентор плашечный для скважин с двухрядной колонной труб | |
| RU2730162C1 (ru) | Превентор для скважин с двухрядной колонной труб | |
| NO20170439A1 (en) | Hydraulic conductor pipe connector | |
| US9869149B2 (en) | Scissor-mechanism closing rams of blow out preventors | |
| RU2736022C1 (ru) | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб и наклонным устьем | |
| EP3680448A1 (en) | Improved hang off ram preventer | |
| RU2733867C1 (ru) | Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб | |
| RU2724703C1 (ru) | Плашечный превентор для скважин с наклонным устьем | |
| RU2719884C1 (ru) | Превентор для скважин с наклонным устьем | |
| RU2745949C1 (ru) | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб | |
| US10309182B2 (en) | Annular blowout preventer apparatus | |
| RU2789685C1 (ru) | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб | |
| RU2719887C1 (ru) | Превентор плашечный | |
| RU2724711C1 (ru) | Противовыбросовое устройство для скважин с наклонным устьем | |
| RU2719877C1 (ru) | Превентор |