RU2733867C1 - Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб - Google Patents
Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733867C1 RU2733867C1 RU2020119950A RU2020119950A RU2733867C1 RU 2733867 C1 RU2733867 C1 RU 2733867C1 RU 2020119950 A RU2020119950 A RU 2020119950A RU 2020119950 A RU2020119950 A RU 2020119950A RU 2733867 C1 RU2733867 C1 RU 2733867C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- rams
- horizontal channels
- string
- elastic seals
- 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
-
- 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
- E21B33/061—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams
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 и двухрядной колонной труб, охраны недр и окружающей среды. Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб содержит верхний и нижний фланцы, корпус, оснащенный вертикальным круглым осевым каналом, первые боковые горизонтальные каналы, выполненные в корпусе, в которых установлены плашечные блоки с возможностью продольного перемещения, в плашечных блоках 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, вторые боковые горизонтальные каналы, выполненные в верхнем фланце, содержащие в герметичном исполнении снаружи ввернутые боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, при этом боковые горизонтальные каналы расположены симметрично относительно осевого канала, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, причем 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 плашечного выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор плашечный, а эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины. Трубные плашки плашечных блоков в первых горизонтальных каналах оснащены передними пазами с полукольцевыми выборками, в которых зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители, герметизирующие колонну труб большего диаметра. Во вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащённые пазами с полукольцевыми выборками, в которых зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители, герметизирующие колонну труб меньшего диаметра. Снизу в осевой канал корпуса установлена центрирующая втулка, оснащённая двумя параллельными вертикальными цилиндрическими каналами большего и меньшего диаметров. Внутренние диаметры вертикальных цилиндрических каналов на 4-6 мм больше максимальных наружных диаметров большей и меньшей колонн труб, спускаемых одновременно в наклонную скважину. Центральная ось полукольцевых выборок трубных плашек в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью вертикального цилиндрического канала большего диаметра. Центральная ось полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью вертикального цилиндрического канала меньшего диаметра. Межосевое расстояние между полукольцевыми выборками трубных плашек и полукольцевыми выборками дополнительных трубных плашек, а также межосевое расстояние между центральными осями вертикальных цилиндрических каналов большего и меньшего диаметров равны между собой. Превентор для скважин с наклонным устьем и двухрядной колонной труб позволяет расширить технологические возможности, повысить качество герметизации колонны 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 последовательно. 5 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 и двухрядной колонной труб, охраны недр и окружающей среды.
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, 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, размещенных 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 даже колонны труб при возникновении НГВП в наклонной скважине СВН. Это обусловлено тем, что при установке данного превентора на устье наклонной скважины невозможность 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 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, высокая металлоёмкость и габаритные размеры, связанные с наличием в конструкции превентора симметрично расположенных верхнего и нижнего рядов боковых горизонтальных каналов;
- в-пятых, длительность проведения СПО, так как колонны труб спускаются в скважину последовательно.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является плашечный превентор для скважины с двухрядной колонной труб, 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 (RU № 2713032, опубл. 03.02.2020).
Недостатки конструкции превентора:
- во-первых, ограниченные технологические возможности конструкции трубных плашек с эластичными уплотнителями, размещенных в плашечных блоках, связанные с невозможностью загерметизировать одновременно на устье наклонной (под углом до 45°) скважины СВН две колонны трубы 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, вследствие отсутствия центровки центральной оси, спускаемой в скважину колонны труб, и оси корпуса превентора. Поэтому при смыкании трубных плашек на устье наклонной скважины 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 колонны труб спускаются в скважину последовательно.
Техническими задачами изобретения являются расширение технологических возможностей превентора для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб, а также повышение качества герметизации колонны труб на устье наклонной скважины СВН, повышение безопасности проведения работ при возникновении НГВП на устье наклонной скважины СВН и сокращение длительности проведения СПО.
Поставленные технические задачи решаются превентором для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб, содержащим верхний и нижний фланцы, корпус, оснащенный вертикальным круглым осевым каналом, первые боковые горизонтальные каналы, выполненные в корпусе, в которых установлены плашечные блоки с возможностью продольного перемещения, в плашечных блоках 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, вторые боковые горизонтальные каналы, выполненные в верхнем фланце, содержащие в герметичном исполнении снаружи ввернутые боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, при этом боковые горизонтальные каналы расположены симметрично относительно осевого канала, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, причем 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 плашечного выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор плашечный, а эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины.
Новым является то, что трубные плашки плашечных блоков в первых горизонтальных каналах оснащены передними пазами с полукольцевыми выборками, в которых зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители, герметизирующие колонну труб большего диаметра, а во вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащённые пазами с полукольцевыми выборками, в которых зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители, герметизирующие колонну труб меньшего диаметра, причем снизу в осевой канал корпуса установлена центрирующая втулка, оснащённая двумя параллельными вертикальными цилиндрическими каналами большего и меньшего диаметров, причём внутренние диаметры вертикальных цилиндрических каналов на 46 мм больше максимальных наружных диаметров большой и меньшей колонны труб, спускаемых одновременно в наклонную скважину, при этом центральная ось полукольцевых выборок трубных плашек в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью вертикального цилиндрического канала большего диаметра, а центральная ось полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью вертикального цилиндрического канала меньшего диаметра, межосевое расстояние между полукольцевыми выборками трубных плашек и полукольцевыми выборками дополнительных трубных плашек, а также межосевое расстояние между центральными осями вертикальных цилиндрических каналов большего и меньшего диаметра равны между собой.
На фиг. 1 схематично изображен превентор в процессе проведения спускоподъёмных операций (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 большого диаметра.
На фиг. 4 изображено сечение Б-Б превентора при герметизации колонны труб меньшего диаметра .
На фиг. 5 изображено сечение В-В центрирующей втулки превентора
Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб содержит верхний 1 (фиг. 1, 2) и нижний 2 фланцы, жестко соединенные с корпусом 3. 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 (фиг. 1, 2, 3). Также в боковых горизонтальных каналах 5' и 5ʺ (фиг. 1, 2) 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 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. 1-2 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 корпуса 3 плашечных блоков 7' и 7ʺ, установленных в первых горизонтальных каналах 5' и 5ʺ и выдвижных ползунов 14' и 14", установленных вовторых горизонтальных каналах 6' и 6ʺ в поперечном сечении имеют прямоугольную форму.
В первых горизонтальных каналах 5' и 5" (фиг. 1, 2) размещены плашечные блоки 7' и 7ʺ с трубными плашками 8' и 8ʺ.
Трубные плашки 8' и 8", соответственно, оснащены передними пазами 17' и 17" (фиг. 1, 2, 3) с соответствующими полукольцевыми выборками 18' и 18ʺ (фиг. 3).
В передних пазах 17' и 17" (фиг. 1, 2, 3) соответствующих полукольцевых выборок 18' и 18ʺ зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители 19' и 19", герметизирующие колонну труб большего диаметра (D) 20 (фиг. 1, 2, 3, 5).
Во вторых горизонтальных каналах 6' и 6" (фиг. 1, 2) размещены размещены выдвижные ползуны 14' и 14" с дополнительными трубными плашками 21' и 21" (фиг.
1, 2, 4).
Дополнительные трубные плашки 21' и 21", соответственно, оснащены передними пазами 22' и 22" с соответствующими полукольцевыми выборками 23' и 23ʺ. В передних пазах 22' и 22", соответствующих полукольцевых выборок 23' и 23ʺ (фиг. 4), зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители 24' и 24" (фиг. 1, 2, 4), герметизирующие колонну труб меньшего диаметра (d) 25 (фиг. 1, 2, 4, 5).
Снизу в осевой канал 4 корпуса 3 установлена центрирующая втулка 26 (см. фиг. 1, 2 и 5), оснащённая двумя параллельными вертикальными цилиндрическими каналами большего 27 (фиг. 5) и меньшего 28 диаметров.
Внутренние диаметры Dц и dц соответствующих вертикальных цилиндрических каналов 27 и 28 на 5-7 мм больше максимального наружного диаметра D и d, соответственно, большей 20 и меньшей 25 колонн труб, спускаемых одновременно в наклонную скважину.
Центральная ось 29 (фиг. 3, 4) полукольцевых выборок 18' и 18" трубных плашек 8' и 8" в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью 30 (фиг. 5) вертикального цилиндрического канала 27 большего диаметра.
Центральная ось 31 (фиг. 3, 4) полукольцевых выборок 23' и 23" (фиг. 4) дополнительных трубных плашек 21' и 21" (фиг. 1, 2, 4) в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью 32 (фиг. 5) вертикального цилиндрического канала меньшего 28 диаметра.
Межосевое расстояние А (см. фиг. 3, 4) между центральными осями полукольцевых выборок 18' и 18" трубных плашек 8' и 8" (фиг. 3) и полукольцевых выборок 23' и 23" (фиг. 3, 4) дополнительных трубных плашек 21' и 21" (фиг. 1, 2, 4),
а также межосевое расстояние Б (фиг. 5) между центральными осями 30 и 32, соответственно, вертикальных цилиндрических каналов большего 27 и меньшего 28 диаметров, равны между собой (А = Б).
Расстояние – А и Б (А = Б) подбирается опытным путём, так как зависит от проходного диаметра осевого канала 4 корпуса 3, а также наружных диаметров колонн труб 20 и 25. Например: А = Б = 90 мм.
Центрирующая втулка 26 превентора в устье наклонной скважины обеспечивает центрирование колонны труб 20 и 25 относительно осевого канала 4 корпуса 3, что в процессе проведения СПО позволяет исключить взаимодействие колонн труб 20 и 25 между собой на устье наклонной скважины.
В случае возникновения НГВП повышается качество герметизации за счёт достижения соосности:
- центральной оси 29 (фиг. 3) полукольцевых выборок 18' и 18" трубных плашек 8' и 8" в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью 30 (фиг. 5) вертикального цилиндрического канала 27 большего диаметра;
- центральной оси 31 (фиг. 4) полукольцевых выборок 23' и 23" дополнительных трубных плашек 21' и 21" в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью 32 (фиг.
5) вертикального цилиндрического канала меньшего 28 диаметра.
При проведении СПО в наклонной скважине с двухрядной колонной труб 20 и
25 в плашечных блоках 7' и 7ʺ (фиг. 1-2) размещены трубные плашки 8' и 8ʺ (фиг. 1, 2, 3), снабженные эластичными уплотнителями 19' и 19ʺ в зависимости от диаметра d1, которые в сомкнутом состоянии обеспечивают герметизацию колонны труб 20 (фиг. 1, 2, 3, 5) при возникновении НГВП и центрируются вертикальным цилиндрическим каналом 27 (фиг. 5) центрирующей втулки 26 (фиг. 1, 2, 5) диаметр Dц, который превышает наружный диаметр d1 (фиг. 3) колонны труб 20 (фиг. 1, 2, 3, 5), например, на 6 мм.
При проведении СПО в скважине с двухрядной колонной труб 20 и 25 в выдвижных ползунах 14' и 14ʺ (фиг. 1, 2) размещены дополнительные трубные плашки 21' и 21ʺ (фиг. 1, 2, 4), снабженные эластичными уплотнителями 24' и 24ʺ исходя из наружного диаметра d2 колонны труб 25 (фиг. 1, 2, 4, 5), которые в сомкнутом состоянии обеспечивают герметизацию колонны труб 25 при возникновении НГВП и центрируются вертикальным цилиндрическим каналом 28 (фиг. 5) центрирующей втулки 26 диаметр dц, который превышает наружный диаметр d2 колонны труб 25, например на 4 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. 1-5 не показано).
При использовании устройства в паронагнетательных скважинах СВН, где температура закачиваемого пара составляет 200-250°С, с целью исключения выброса из скважины закачиваемого пара эластичные уплотнители 19' и 19ʺ, 24' и 24ʺ 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. 1-2 показаны условно).
Предлагаемый превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб работает следующим образом.
Залежь СВН разрабатывают паронагнетательной горизонтальной скважиной с наклонным устьем, для этого скважину оснащают двумя параллельными колоннами труб:
- первая колонна труб для закачки пара с целью создания паровой камеры в залежи СВН. Используют колонну труб 20 с муфтами, например, колонну НКТ с наружным диаметром 89 мм и наружным диаметром муфт 109 мм (d1 = 109 мм, Dц =
109 мм+6 мм = 115 мм);
- вторая колонна труб для контроля за температурой закачки пара по стволу паронагнетательной горизонтальной скважины. Используют оптический кабель 33 (фиг. 4, 5), размещенный внутри колонны труб 25, например колонны гибких труб (без муфт) диаметром (d2 = 25,4 мм, dц = 24,4 мм+4 мм = 28,4 мм). Оптический кабель 33 выпускается по ГОСТ Р57139-2016 «Кабели оптические».
Диаметры отверстий, образованные полукольцевыми выборками 18'" и 18"" (см. фиг. 4) дополнительных трубных плашек 21' и 21" (фиг. 1, 2, 4) и полукольцевых выборок 23'" и 23"" (фиг. 3) трубных плашек 8' и 8" равны, соответственно, размещённым под ними диаметрам Dц вертикального цилиндрического каналом 27
(фиг. 5) и dц вертикального цилиндрического каналом 28 центрирующей втулки 26
(фиг. 1, 2, 5).
Для реализации вышеописанной технологии в процессе эксплуатации и ремонта скважин необходимо с устья наклонной скважины одновременно производить СПО с двумя колоннами труб 20 и 25.
Для этого используют предлагаемый превентор. Превентор в сборе с центрирующей втулкой 26 как показано на фиг. 1 устанавливают на опорный фланец (на фиг. 1-5 не показано) скважины с наклонным устьем. Затем с помощью шпилек превентор нижним фланцем 2 крепят на опорном фланце наклонного устья скважины.
Далее производят одновременный и параллельный спуск колонн труб 20 и 25 через вертикальный осевой канал 4 корпуса 3 (фиг. 1) в наклонную скважину, например, до достижения забоя (на фиг. 1-5 не показано). В процессе спуска (подъёма) колонн труб 20 и 25 (см. фиг. 1, 2) возможно возникновение НГВП для этого необходимо загерметизировать пространство между превентором и колоннами труб 20 и 25 эластичными уплотнителями 19' и 19ʺ (фиг. 2, 3) трубных плашек 8' и 8ʺ и эластичными уплотнителями 24' и 24ʺ (фиг. 2, 4) дополнительных трубных плашек 21' и 21ʺ, 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 19' и 19ʺ. В результате трубные плашки 8' и 8ʺ с эластичными уплотнителями 19' и 19ʺ продольно перемещаются внутрь корпуса 3;
- боковые винтовые упоры 13' и 13ʺ, 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 эластичные уплотнители 19' и 19ʺ, находящиеся в трубных плашках 8' и 8", соответствующих плашечных блоков 7' и 7", смыкаются и охватывают колонну труб 20 по всей окружности трубы. Возникающее под трубными плашками 8' и 8ʺ давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 19' и 19ʺ трубных плашек 8' и 8ʺ к наружной поверхности колонны труб 20, т.е. герметизируют пространство между превентором и колонной труб 20. А термостойкие эластичные уплотнители 24' и 24ʺ, находящиеся в дополнительных трубных плашках 21' и 21", соответствующих выдвижных ползунов 14' и 14", смыкаются и охватывают колонну труб 25 по всей окружности трубы. Возникающее под дополнительными трубными плашками 21' и 21ʺ давление скважинной среды (между колоннами труб 20 и 25) герметично прижимает эластичные уплотнители 19' и 19ʺ дополнительных трубных плашек 21' и 21ʺ к наружной поверхности колонны труб 25, т.е. герметизируют пространство между колоннами труб 20 и 25.
После ликвидации НГВП, т.е. после сброса давления в скважине открывают превентор. Для этого последовательно или одновременно:
- синхронно вращают штурвалы ручных приводов 9' и 9ʺ против часовой стрелки на 5-6 оборотов отводят плашечные боки 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 19' и 19ʺ 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 21' и 21ʺ до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 напротив боковых горизонтальных каналов 6' и 6ʺ превентора, т.е. возвращают дополнительные трубные плашки 21' и 21ʺ с термостойкими эластичными уплотнителями 24' и 24ʺ в положение, показанное на фиг. 1.
Эластичные уплотнители 19', 19'', 24', 24" 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 конструкции плашек превентора позволяют одновременно загерметизировать на устье наклонной (под углом до 45°) скважины СВН две колонны труб при их одновременном спуске в наклонную скважину СВН при возникновении НГВП.
Повышается качество герметизации спускаемых в наклонную скважину СВН колонн труб при возникновении НГВП, так как при смыкании трубных и дополнительных трубных плашек на устье наклонной скважины две параллельные колонны труб отцентрированы относительно осевого канала 4 корпуса 3 превентора с помощью центрирующей втулки 26, оснащённой вертикальными цилиндрическими каналами большего 27 и меньшего 28 диаметров под колонны труб 20 и 25, соответственно. Это обеспечивает равномерный охват эластичными уплотнителями герметизируемой колонны труб, поэтому гарантированно 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 колон 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 спускают в наклонную скважину одновременно и параллельно.
Предлагаемый превентор для скважин с двухрядной колонной труб позволяет:
- расширить технологические возможности;
- повысить качество герметизации колонны труб при возникновении НГВП;
- повысить безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН с двухрядной колонной труб при возникновении НГВП;
- сократить длительность проведения СПО, так как колонны труб спускаются в скважину последовательно.
Claims (1)
- Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб, содержащий верхний и нижний фланцы, корпус, оснащенный вертикальным круглым осевым каналом, первые боковые горизонтальные каналы, выполненные в корпусе, в которых установлены плашечные блоки с возможностью продольного перемещения, в плашечных блоках 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, вторые боковые горизонтальные каналы, выполненные в верхнем фланце, содержащие в герметичном исполнении снаружи ввернутые боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, при этом боковые горизонтальные каналы расположены симметрично относительно осевого канала, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, причем 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 плашечного выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор плашечный, а эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины, отличающийся тем, что трубные плашки плашечных блоков в первых горизонтальных каналах оснащены передними пазами с полукольцевыми выборками, в которых зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители, герметизирующие колонну труб большего диаметра, а во вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащённые пазами с полукольцевыми выборками, в которых зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители, герметизирующие колонну труб меньшего диаметра, причем снизу в осевой канал корпуса установлена центрирующая втулка, оснащённая двумя параллельными вертикальными цилиндрическими каналами большего и меньшего диаметров, причём внутренние диаметры вертикальных цилиндрических каналов на 4-6 мм больше максимальных наружных диаметров большей и меньшей колонн труб, спускаемых одновременно в наклонную скважину, при этом центральная ось полукольцевых выборок трубных плашек в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью вертикального цилиндрического канала большего диаметра, а центральная ось полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью вертикального цилиндрического канала меньшего диаметра, межосевое расстояние между полукольцевыми выборками трубных плашек и полукольцевыми выборками дополнительных трубных плашек, а также межосевое расстояние между центральными осями вертикальных цилиндрических каналов большего и меньшего диаметров равны между собой.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020119950A RU2733867C1 (ru) | 2020-06-17 | 2020-06-17 | Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020119950A RU2733867C1 (ru) | 2020-06-17 | 2020-06-17 | Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2733867C1 true RU2733867C1 (ru) | 2020-10-07 |
Family
ID=72926827
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020119950A RU2733867C1 (ru) | 2020-06-17 | 2020-06-17 | Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2733867C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789685C1 (ru) * | 2022-08-26 | 2023-02-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3554278A (en) * | 1969-07-31 | 1971-01-12 | Exxon Production Research Co | Pipe alignment apparatus |
| CN109923278A (zh) * | 2016-11-09 | 2019-06-21 | 安德列耶夫·弗拉迪米尔 | 压力平衡双作用剪切闸阀 |
| 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
- 2020-06-17 RU RU2020119950A patent/RU2733867C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3554278A (en) * | 1969-07-31 | 1971-01-12 | Exxon Production Research Co | Pipe alignment apparatus |
| CN109923278A (zh) * | 2016-11-09 | 2019-06-21 | 安德列耶夫·弗拉迪米尔 | 压力平衡双作用剪切闸阀 |
| 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 (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789685C1 (ru) * | 2022-08-26 | 2023-02-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб |
| RU2795659C1 (ru) * | 2023-03-10 | 2023-05-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Стенд для опрессовки двухрядного превентора |
| 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 |
| RU2808812C1 (ru) * | 2023-10-04 | 2023-12-05 | 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 | |
| US6729392B2 (en) | Tubing hanger with ball valve in the annulus bore | |
| US20210262310A1 (en) | Connector Apparatus for Subsea Blowout Preventer | |
| US5575336A (en) | Safety valve for horizontal tree | |
| RU2632721C1 (ru) | Превентор плашечный | |
| US4903774A (en) | Annulus shut-off mechanism | |
| EP1233145A2 (en) | Wellhead Assembly | |
| RU2713032C1 (ru) | Превентор плашечный для скважин с двухрядной колонной труб | |
| SG178381A1 (en) | Dual barrier plug system for a wellhead | |
| AU2007202551A1 (en) | Method and Apparatus | |
| RU2730162C1 (ru) | Превентор для скважин с двухрядной колонной труб | |
| RU2733867C1 (ru) | Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб | |
| BR102013016642A2 (pt) | Conjuntos de válvula de gaveta e de cabeça de poço montado sobre um furo de poço e método de regulagem de fluxo para um conjunto de cabeça de poço | |
| US9869149B2 (en) | Scissor-mechanism closing rams of blow out preventors | |
| BR112012021152B1 (pt) | Dispositivo para fixação de um primeiro e de um segundo revestimentos tubulares de um poço alinhados axialmente e que se estendem em direções opostas e método de fixação do mesmo | |
| US9556699B2 (en) | Hydraulic conductor pipe connector | |
| RU2736022C1 (ru) | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб и наклонным устьем | |
| 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 | |
| BR102013016434B1 (pt) | Seletor de furo | |
| RU2724711C1 (ru) | Противовыбросовое устройство для скважин с наклонным устьем | |
| NO303240B1 (no) | Ringrom-sikringsventil | |
| RU2789685C1 (ru) | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб | |
| RU2808812C1 (ru) | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб |