RU2745949C1 - Превентор для скважины с двухрядной колонной труб - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте в том числе на скважинах с наклонным устьем. Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение качество герметизации колонн труб на устье наклонной скважины. Предложенный превентор для скважины с наклонным устьем с двухрядной колонной труб содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в горизонтальных каналах установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с муфтами, и ручные приводы управления плашками. При этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры. Кроме того, корпус превентора ниже боковых горизонтальных каналов оснащён боковым отводом. Причем боковой отвод повернут под углом 90° по отношению к боковому горизонтальному каналу превентора и направлен вверх под углом 30° по отношению к центральной оси осевого канала корпуса. Верхняя часть бокового отвода оснащена внутренней цилиндрической выборкой с внутренней резьбой на верхнем конце. Во внутреннюю цилиндрическую выборку бокового отвода установлен уплотнитель, выполненный в виде чередующихся резиновых и металлических колец, а во внутреннюю резьбу внутренней цилиндрической выборки бокового отвода навернута нажимная гайка. Резиновые кольца уплотнителя выполнены из термостойкой резины. 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 двухрядной колонны труб, охраны недр и окружающей среды, обеспечивающему одновременное проведение спуско-подъёмных операций (СПО) двух колонн: колонны труб с муфтами и колонной гибких труб.

Известен плашечный превентор для скважины с двухрядной колонной труб (RU № 2713032, 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 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 двух рядов горизонтальных каналов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является 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 боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала корпуса, в горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с муфтами, 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, 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 (RU № 2730162, опубл. 19.08.2020).

Относительно осевого канала симметрично расположены два боковых горизонтальных 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. 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, 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.

Недостатки конструкции превентора:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная наличием двух рядов горизонтальных каналов, выполненных в корпусе превентора, дополнительных трубных плашек, центраторов, боковых винтовых упоров, выдвижных ползунов и т.д.;

- во-вторых, сложность изготовления превентора, обусловленная выполнением в трубных и дополнительных трубных плашках двух полукольцевых выборок, а также двух герметизирующих и двух центрирующих элементов, выполненных в виде полуколец, шпоночных пазов в выдвижных ползунах, а также двух рядов горизонтальных каналов в корпусе превентора;

- в-третьих, низкое качество одновременной герметизации двух колонн труб, спускаемых в скважину через один вертикальный круглый осевой канал корпуса превентора. В процессе спуска двух колонн труб 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 двух колонн труб относительно осевого канала корпуса превентора в наклонной скважине. При этом точного одновременного центрирования центральных осей двух колонн труб, спускаемых в скважину, относительно вертикального круглого осевого канала корпуса превентора достичь невозможно. Поэтому при смыкании трубных и дополнительных плашек на устье наклонной скважины за счёт смещения трубных и дополнительных трубных плашек относительно друг друга происходит неравномерный охват эластичными уплотнителями герметизируемой колонны труб. В результате пропуски жидкости через эластичные уплотнители превентора начинаются уже при низких давлениях (1,5-2,0 МПа);

- в-четвёртых, длительность проведения СПО, так как две колонны труб (одна колонна труб с муфтами, а другая колонна гибких труб, не имеющая муфт спускаются в скважину одновременно через вертикальный круглый осевой канал корпуса превентора. Это неудобно, так как первая колонна труб, которой является гибкая труба диаметром 25,4 мм, спускается в наклонную скважину через тот же вертикальный осевой канал, что и вторая колонна труб с муфтами (например, колонны насосно-компрессорных труб НКТ диаметром 73 мм, что препятствует на устье наклонной скважины наращиванию колонны труб с муфтами. В результате затягивается процесс одновременного спуска двух колонн в скважину;

- в-пятых, высокая металлоёмкость превентора, связанная с наличием в конструкции превентора симметрично расположенных двух рядов горизонтальных каналов.

Техническими задачами изобретения являются упрощение конструкции устройства, снижение себестоимости изготовления, повышение надёжности работы устройства, повышение качества герметизации колонн труб на устье наклонной скважины СВН при одновременном спуске двух колонн труб, одна из которых колонна труб с муфтами, а другая – колонна гибких труб, а также сокращение длительности проведения СПО и снижение металлоёмкости конструкции.

Поставленные технические задачи решаются превентором для скважины с двухрядной колонной труб, содержащим верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с муфтами, 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, 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 корпус превентора ниже боковых горизонтальных каналов оснащён боковым отводом, при этом боковой отвод повернут под углом 90° по отношению к боковому горизонтальному каналу превентора, причём боковой отвод направлен вверх и выполнен под углом 30° по отношению к центральной оси вертикального круглого осевого канала корпуса превентора, верхняя часть бокового отвода оснащена внутренней цилиндрической выборкой с внутренней резьбой на верхнем конце, во внутреннюю цилиндрическую выборку бокового отвода установлен уплотнитель, выполненный в виде чередующихся резиновых и металлических колец, а во внутреннюю резьбу внутренней цилиндрической выборки бокового отвода навернута нажимная гайка, при этом колонна гибких труб, пропущенная через нажимную гайку и чередующиеся резиновые и металлические кольца бокового отвода превентора, имеет возможность спуска в скважину одновременно со спуском колонны труб с муфтами, спускаемых в скважину через вертикальный круглый осевой канал, а при возникновении нефтегазоводопроявления колонна гибких труб имеет возможность герметизации уплотнителем во внутренней цилиндрической выборке бокового отвода превентора путем затягивания нажимной гайки в пределах внутренней резьбы, причём резиновые кольца уплотнителя выполнены из термостойкой резины.

На фиг. 1 схематично изображен превентор для скважин с двухрядной колонной труб в процессе проведения СПО с колоннами труб.

На фиг. 2 изображен вид А превентора для скважин с двухрядной колонной труб в процессе проведения СПО с колоннами труб.

На фиг. 3 схематично изображен превентор для скважин с двухрядной колонной труб в процессе проведения СПО с колоннами труб, повернутый на 90°.

На фиг. 4 схематично изображен превентор для скважин с двухрядной колонной труб в случае возникновении НГВП.

На фиг. 5 схематично изображен превентор для скважин с двухрядной колонной труб в случае возникновении НГВП, повернутый на 90°.

Превентор для скважины с двухрядной колонной труб содержит верхний 1 (фиг. 1-5) и нижний 2 (фиг. 1, 3-5) фланцы, жестко соединенные с корпусом 3 превентора. Корпус 3 оснащен вертикальным круглым осевым каналом 4 (фиг. 1-5).

Относительно осевого канала 4 симметрично расположены боковые горизонтальные каналы 5' и 5" (фиг. 1, 2, 4). Продольные оси боковых горизонтальных каналов 5' и 5" расположены перпендикулярно оси вертикального канала 4.

В горизонтальных каналах 5' и 5", выполненных в корпусе 3 с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки 6' и 6" (фиг. 1, 4), в которых размещены трубные плашки 7' и 7" (фиг. 1, 2, 4). Также в боковых горизонтальных каналах 5' и 5" установлены ручные приводы 8' и 8" управления трубными плашками 7' и 7", включающие приводные штоки 9' и 9" соответствующих трубных плашек 7' и 7", соответственно имеющие резьбовые соединения 10' и 10" (фиг. 1, 4) для взаимодействия с крышками 11' и 11", ввернутыми в горизонтальные каналы 5' и 5".

Полости плашечных блоков 7' и 7", установленных в горизонтальных каналах 5' и 5", в поперечном сечении имеют прямоугольную форму.

Трубная плашка 7' оснащена на передней грани 12' (фиг. 1, 4) полукольцевой выборкой 13' (фиг. 2) с соответствующим пазом 14' (см. фиг. 2).

Трубная плашка 7" оснащена на передней грани 12" (фиг. 1, 4) полукольцевой выборкой 13" с соответствующим пазом 14" (см. фиг. 2).

В соответствующих пазах 14' и 14" полукольцевых выборок 13' и 13" трубных плашек 7' и 7'', соответственно установлены и зафиксированы соответствующие эластичные уплотнители 15' и 15" (см. фиг. 1, 2, 4), предназначенные для герметизации снаружи колонны труб с муфтами 16 (см. фиг. 1-5) в случае возникновения НГВП.

Эластичные уплотнители 15' и 15" подбираются исходя из диаметра D колонны труб 16 с муфтами и в сомкнутом состоянии, т.е. при возникновении НГВП, обеспечивают снаружи герметизацию колонны труб 16 с муфтами.

Корпус 3 превентора ниже бокового горизонтального канала 5' и 5" оснащён боковым отводом 17 (см. фиг. 2 и 3, 5).

Боковой отвод 17 повернут под углом 90° по отношению к боковым горизонтальным каналам превентора 5' и 5".

Боковой отвод 17 направлен вверх и выполнен под углом равным 30° по отношению к центральной оси вертикального круглого осевого канала 4 корпуса 3 превентора.

Вышеупомянутый угол 30° установлен опытным путем и обеспечивает перемещение колонны гибких труб (КГТ) 18 (см. фиг. 2, 3, 5) через превентор в наклонную скважину без взаимодействия с верхним фланцем 1 превентора. Кроме того, данный угол исключает возникновение механических сопротивлений перемещению КГТ 18 при её скольжении относительно нижней части вертикального круглого осевого канала 4 корпуса 3 превентора в процессе спуска КГТ 18 в скважину.

Верхняя часть бокового отвода 17 оснащена внутренней цилиндрической выборкой 19 (см. фиг. 3, 5) с внутренней резьбой на верхнем конце, во внутреннюю цилиндрическую выборку 19 бокового отвода 17 установлен уплотнитель 20 (см. фиг. 3, 5), выполненный в виде чередующихся резиновых 21 и металлических 22 колец.

Во внутреннюю резьбу внутренней цилиндрической выборки 19 бокового отвода 17 навернута нажимная гайка 23 (см. фиг. 2, 3, 5).

Внутренний диаметр уплотнителя 20, выполненный в виде чередующихся резиновых 21 и металлических 22 колец, подбирается исходя из наружного диаметра d КГТ 18, например d = 25,4 мм.

При проведении СПО колонна КГТ 18 пропущена через нажимную гайку 23 и свободно проходит через уплотнитель 20 (см. фиг. 3) бокового отвода 17 превентора, и имеет возможность спуска в скважину одновременно со спуском колонны труб 16 с муфтами, спускаемых в наклонную скважину через вертикальный круглый осевой канал 4 превентора. Например, внутренний диаметр уплотнителя 20 (чередующихся резиновых 21 и металлических 22 колец) составляет d₁ = 35 мм.

При возникновении НГВП колонна КГТ 18 (см. фиг. 5) имеет возможность герметизации уплотнителем 20 во внутренней цилиндрической выборке 19 бокового отвода 17 превентора путем затягивания нажимной гайки 23 в пределах внутренней резьбы, при этом резиновые кольца 21 уплотнителя 20 под действием осевой силы, возникающей при затягивании гайки, сжимаются между металлическими кольцами 22 и расширяются радиально внутрь, герметизируя снаружи КГТ 18.

Внутри КГТ 18 находится оптический кабель 24 (см. фиг. 2, 4, 5), предназначенный для контроля температурного режима работы наклонной скважины. Оптический кабель 24 выпускается по ГОСТ Р57139-2016 «Кабели оптические».

Превентор, установленный на устье наклонной скважины обеспечивает поочередную или одновременную герметизацию колонны труб 16 (см. фиг. 1-5) с муфтами и КГТ 18 при возникновении НГВП.

При использовании устройства в паронагнетательных скважинах, где температура закачиваемого пара составляет 200-250°С, с целью исключения выброса из скважины закачиваемого пара, эластичные уплотнители 15' и 15", резиновые кольца 21 уплотнителя 20 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 5" 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 16 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 18, например, КГТ диаметром 25,4 мм.

Для реализации вышеописанной технологии в процессе эксплуатации и ремонта скважин необходимо с устья наклонной скважины одновременно производить СПО с двумя колоннами труб: колонной труб 16 с муфтами и КГТ 18 для этого используют предлагаемый превентор.

Превентор нижним фланцем 2 крепят на опорном фланце (на фиг. 1-5 не показано) наклонного устья скважины.

Далее производят одновременный и параллельный спуск колонны труб 16 с муфтами и КГТ 18 через предлагаемый превентор (фиг. 1). Колонну труб 16 с муфтами перемещают через вертикальный осевой канал 4 корпуса 3 в наклонную скважину, например, до достижения забоя (на фиг. 1-5 не показано), а КГТ 18 (см. фиг. 3) спускают в наклонную скважину через боковой отвод 17 превентора как показано на фиг. 3.

В процессе спуска (подъёма) колонны труб 16 с муфтами и КГТ 18 возможно возникновение НГВП. Для исключения проявление НГВП на устье скважины необходимо загерметизировать пространства:

- между превентором и колонной труб 16 с муфтами с помощью эластичных уплотнителей 15' и 15" трубных плашек 7' и 7", соответственно;

- между боковым отводом 17 превентора и КГТ 18 уплотнителем 20.

При возникновении НГВП производят герметизацию устья наклонной скважины при этом одновременно и синхронно вращают:

- штурвалы ручных приводов 8' и 8" по часовой стрелке на 5-6 оборотов через приводные штоки 9' и 9", которые воздействуют в осевом направлении на соответствующие трубные плашки 7' и 7" с эластичными уплотнителями 15' и 15", размещенными в боковых горизонтальных каналах 5' и 5", соответственно. В результате трубные плашки 7' и 7" с эластичными уплотнителями 15' и 15" продольно перемещаются внутрь корпуса 3, при этом эластичные уплотнители 15' и 15" (см. фиг. 4) смыкаются между собой и герметично охватывают снаружи колонну труб 16 с муфтами.

Кроме того одновременно или последовательно с вышеописанной технологической операцией механическим ключом (на фиг. 1-5 не показано) затягивают нажимную гайку 23 (см. фиг. 3 и 5) в пределах внутренней резьбы, при этом резиновые кольца 21 уплотнителя 20 под действием осевой силы, возникающей при затягивании гайки, сжимаются между металлическими кольцами 22 и расширяются радиально внутрь, герметизируя снаружи КГТ 18. НГВП на устье наклонной скважины ликвидировано.

После ликвидации НГВП, т.е. после сброса давления в скважине открывают превентор. Для этого одновременно и синхронно вращают:

- штурвалы ручных приводов 8' и 8" против часовой стрелки на 5-6 оборотов, отводят плашечные блоки 6' и 6" с соответствующими трубными плашками 7' и 7" до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 напротив боковых горизонтальных каналов 5' и 5" превентора, т.е. возвращают трубные плашки 7' и 7" с эластичными уплотнителями 15' и 15ʺ в положение, показанное на фиг. 1.

Кроме того, одновременно или последовательно с вышеописанной технологической операцией механическим ключом (на фиг. 1-5 не показано) отворачивают нажимную гайку 23 (см. фиг. 5) по внутренней резьбе, при этом резиновые кольца 21 уплотнителя 20 освобождаются от сжимающей силы и под действием собственных сил упругости разжимаются между металлическими кольцами 22 и расширяются радиально наружу, обеспечивая зазор между КГТ 18 и уплотнителем 20 в боковом отводе 17 превентора.

Эластичные уплотнители 15', 15'', а также резиновые кольца 21, уплотнителя 20 выполнены из термостойкой губки ВРП-1, обеспечивающей герметичность превентора при выбросе пара в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.

Упрощается конструкция устройства, обусловленная исключением из конструкции двух рядов горизонтальных каналов, выполненных в корпусе превентора, а также дополнительных трубных плашек, центраторов, боковых винтовых упоров, выдвижных ползунов и т.д.

Снижается себестоимость изготовления превентора, обусловленная отсутствием изготовления трубных и дополнительных трубных плашек двух полукольцевых выборок, а также двух герметизирующих и двух центрирующих элементов, выполненных в виде полуколец, шпоночных пазов в выдвижных ползунах, а также двух рядов горизонтальных каналов в корпусе превентора.

Повышается качество одновременной герметизации двух колонн труб, так как для качественной герметизации двух колонн труб на устье наклонной скважины нет необходимости в центрировании колонн труб. Это обусловлено тем, что при проведении СПО обе колонны труб проходят через разные каналы, т.е. колонна труб с муфтами проходит через вертикальный осевой канал превентора, а КГТ проходит сквозь боковой отвод превентора. Поэтому качество герметизации зависит только от плотности охвата эластичных уплотнителей трубных плашек для колонны труб с муфтами и резиновых колец уплотнителя для КГТ.

Сокращается продолжительность проведения СПО, так как колонны труб при проведении СПО проходят через разные каналы, т.е. колонна труб с муфтами проходит через вертикальный осевой канал превентора, а КГТ проходит сквозь боковой отвод превентора. Например, гибкая труба диаметром 25,4 мм (КГТ), спускаемая в скважину через боковой отвод не препятствует наращиванию второй колонны труб с муфтами (например, колонны НКТ диаметром 73 мм, спускаемой через вертикальный осевой канал превентора, а это в 2,5 раза позволяет сократить длительность проведения СПО

Снижается металлоёмкость превентора, обусловленная наличием в превенторе только одного ряда боковых горизонтальных каналов.

Превентор для скважины с двухрядной колонной труб позволяет:

- упростить конструкцию устройства;

- снизить себестоимость изготовления;

- повысить надёжность работы устройства;

- повысить качество герметизации колонн труб на устье наклонной скважины СВН при одновременном спуске двух колонн труб, одна из которых колонна труб с муфтами, другая колонна гибких труб;

- снизить металлоёмкость превентора.

Claims (1)

1. Превентор для скважины с наклонным устьем с двухрядной колонной труб, содержащий верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с муфтами, 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, 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 корпус превентора ниже боковых горизонтальных каналов оснащён боковым отводом, при этом боковой отвод повернут под углом 90° по отношению к боковому горизонтальному каналу превентора, причём боковой отвод направлен вверх и выполнен под углом 30° по отношению к центральной оси вертикального круглого осевого канала корпуса превентора, верхняя часть бокового отвода оснащена внутренней цилиндрической выборкой с внутренней резьбой на верхнем конце, во внутреннюю цилиндрическую выборку бокового отвода установлен уплотнитель, выполненный в виде чередующихся резиновых и металлических колец, а во внутреннюю резьбу внутренней цилиндрической выборки бокового отвода навернута нажимная гайка, при этом колонна гибких труб, пропущенная через нажимную гайку и чередующиеся резиновые и металлические кольца бокового отвода превентора, имеет возможность спуска в скважину одновременно со спуском колонны труб с муфтами, спускаемых в скважину через вертикальный круглый осевой канал, а при возникновении нефтегазоводопроявления колонна гибких труб имеет возможность герметизации уплотнителем во внутренней цилиндрической выборке бокового отвода превентора путем затягивания нажимной гайки в пределах внутренней резьбы, причём резиновые кольца уплотнителя выполнены из термостойкой резины.

Images