RU2789685C1 - Превентор для скважины с двухрядной колонной труб - Google Patents
Превентор для скважины с двухрядной колонной труб Download PDFInfo
- Publication number
- RU2789685C1 RU2789685C1 RU2022122997A RU2022122997A RU2789685C1 RU 2789685 C1 RU2789685 C1 RU 2789685C1 RU 2022122997 A RU2022122997 A RU 2022122997A RU 2022122997 A RU2022122997 A RU 2022122997A RU 2789685 C1 RU2789685 C1 RU 2789685C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- preventer
- pipe
- rams
- wellhead
- horizontal channels
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин, в частности к превенторам для скважин с двухрядной колонной труб, при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, охраны недр и окружающей среды. Превентор содержит 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. 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. Полости корпуса плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. В плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб меньшего наружного диаметра, на верхний конец которой на устье скважины установлен в положении закрыто шаровой кран. В плашечных блоках нижних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб большего наружного диаметра, на верхний конец которой на устье скважины установлен в положении закрыто шаровой кран. В плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов в трубных плашках выполнены полукольцевые выборки, образующие кольцевую выборку в сомкнутом состоянии, размещённую эксцентрично относительно оси осевого канала корпуса превентора. Плашки, установленные в плашечном блоке верхних боковых горизонтальных каналов, имеют разную длину, а также разную длину хода механизма привода верхних плашек. Превентор закреплён на устьевом фланце и выполнен с возможностью размещения ниже превентора в устьевом фланце трубодержателя, оснащённого двумя эксцентрично расположенными вертикальными отверстиями большего и меньшего диаметров, обеспечивающими крепление верхних концов спущенных в скважину колонн труб большего и меньшего наружных диаметров. Наружный диаметр трубодержателя меньше вертикального осевого канала корпуса превентора. Расширяются технические возможности превентора, обеспечивается последовательный спуск и подъем двух колонн труб разного диаметра с внутрискважинным оборудованием без снятия превентора с устья скважины, а также возможность перекрытия внутренней полости колонн труб при возникновении нефтегазоводопроявлений и сокращение времени на монтаж-демонтаж превентора на устье скважины. 5 ил.
Description
Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин, в частности к превенторам для скважины с двухрядной колонной труб, при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), охраны недр и окружающей среды.
Известен превентор, 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 оснащен 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 (патент RU № 2733867, МПК Е21В 33/06, опубл. 07.10.2020). 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, оснащенные пазами с полукольцевыми выборками, в которых зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители, герметизирующие колонну труб меньшего диаметра. Снизу в осевой канал корпуса установлена центрирующая втулка, оснащенная 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.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, конструкция превентора не позволяет произвести последовательный спуск двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием в скважину;
- во-вторых, конструкция не позволяет осуществить последовательный спуск двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием без снятия превентора с устья скважины;
- в-третьих, невозможно перекрыть внутреннюю полость колонн труб при возникновении НГВП;
- в-четвертых, длительность монтажа-демонтажа превентора на устье скважины, так как после спуска каждой колонны труб необходимо производить перемонтаж (демонтаж- монтаж) превентора.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является превентор плашечный, содержащий верхний и нижний фланцы, жестко соединенные 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, в плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с минимальным наружным диаметром, а в плашечных блоках нижних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с максимальным наружным диаметром (патент RU № 2719877, МПК Е21В 33/06, опубл. 23.04.2020). Верхняя часть осевого канала корпуса оснащена конической посадочной поверхностью, сужающейся сверху вниз с возможностью установки в нее 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, размещенными в горизонтальных каналах, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурными пазами, верхний фланец оснащен 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.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, конструкция не позволяет осуществить последовательный спуск двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием без снятия превентора с устья скважины;
- во-вторых, невозможно перекрыть внутреннюю полость колонн труб при возникновении НГВП;
- в-третьих, длительность монтажа - демонтажа превентора на устье скважины, так как после спуска каждой колонны труб необходимо производить перемонтаж (демонтаж- монтаж) превентора.
Техническими задачами изобретения являются расширение технических возможностей превентора для скважины с двухрядной колонной труб, обеспечивающих последовательный спуск и подъем двух колонн труб разного диаметра с внутрискважинным оборудованием без снятия превентора с устья скважины, а также возможность перекрытия внутренней полости колонн труб при возникновении НГВП и сокращение времени на монтаж-демонтаж превентора на устье скважины.
Технические задачи решаются превентором для скважины с двухрядной колонной труб, содержащим верхний и нижний фланцы, жестко соединенные 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, в плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с минимальным наружным диаметром, а в плашечных блоках нижних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с максимальным наружным диаметром.
Новым является то, что в плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов в трубных плашках выполнены полукольцевые выборки, образующие кольцевую выборку в сомкнутом состоянии, размещенную эксцентрично относительно оси осевого канала корпуса превентора, при этом плашки, установленные в плашечном блоке верхних боковых горизонтальных каналов, имеют разную длину, а также разную длину хода механизма привода верхних плашек, причем превентор, закрепленный на устьевом фланце, снизу оснащен трубодержателем, размещенным в устьевом фланце, при этом трубодержатель оснащен двумя эксцентрично расположенными вертикальными отверстиями большего и меньшего диаметра, обеспечивающими крепление верхних концов спущенных в скважину колонн труб большего и меньшего диаметров, причем наружный диаметр трубодержателя меньше вертикального осевого канала корпуса превентора, на верхние концы колонн труб на устье скважины установлены в положении закрыто шаровые краны.
На фиг. 1 в продольном разрезе изображен предлагаемый превентор плашечный для скважины с двухрядной колонной труб.
На фиг. 2 изображен в продольном разрезе превентор плашечный для скважины с двухрядной колонной труб при герметизации колонны большего диаметра.
На фиг. 3 изображен разрез А-А превентора при герметизации колонны труб большого диаметра.
На фиг. 4 изображен в продольном разрезе предлагаемый превентор плашечный для скважины с двухрядной колонной труб при герметизации колонны меньшего диаметра.
На фиг. 5 изображен разрез Б-Б превентора при герметизации колонны труб меньшего диаметра.
Эксцентричная кольцевая выборка, образующаяся при смыкании плашек в верхних горизонтальных каналах (фиг. 5) необходима для того, чтобы, когда на скважинах с двухрядной колонной труб, в скважину спущена первая колонна труб, второй ряд при спуске имеет смещение относительно центральной оси устьевой арматуры.
Превентор плашечный для скважины с двухрядной колонной труб содержит верхний 1 (фиг. 1, 2, 4) и нижний 2 фланцы, жестко соединенные с корпусом 3 (фиг. 1-5). Корпус 3 оснащен вертикальным круглым осевым каналом 4 (фиг. 1, 2, 4). Относительно осевого канала 4 симметрично расположены два боковых горизонтальных канала верхние 5' и 5'', а также нижние 5''' и 5''''.
Продольные оси боковых горизонтальных верхних каналов 5' и 5'', а также нижних 5''' и 5'''' расположены перпендикулярно оси вертикального канала 4.
Верхние 5' и 5'', а также нижние 5''' и 5'''' боковые горизонтальные каналы относительно друг друга могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1), так и повернуты на 90° (на фиг. 1-5 не показано) относительно друг друга.
В верхних боковых горизонтальных каналах 5' и 5'', выполненных в корпусе 3 с возможностью продольного перемещения, установлены соответствующие плашечные блоки 6' и 6'', в которых размещены разной длины трубные плашки 7' (фиг. 1, 2, 4, 5) (длинной l = 90 мм) и 7'' (длинной L = 170 мм). Плашки снабжены соответственно эластичными уплотнителями 8' и 8'' (фиг. 1, 2, 4). Также в верхних боковых горизонтальных каналах 5' и 5'' установлены ручные приводы 9' и 9'' (фиг. 4-5) для управления трубными плашками 7' и 7'', включающие приводные штоки 10' (фиг. 1, 2, 4, 5) с длинной хода Δl1 = 50 мм и 10'' с длинной хода Δl2 = 120 мм соответствующих трубных плашек 7' и 7'', имеющие резьбовые соединения 11' (фиг. 1, 2, 4) и 11'' для взаимодействия с крышками 12' (фиг. 1, 2, 4, 5) и 12''.
Крышки 12' и 12'' ввернуты в фланцы 13' и 13'', а фланцы установлены на корпус 3. Полости корпуса 3 плашечных блоков 6' и 6'' в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители 8' и 8'' размещены в пазах (на фиг. 1-5 не показано), выполненных в трубных плашках 7' и 7''.
В нижних боковых горизонтальных каналах 5''' и 5'''', выполненных в корпусе 3 с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки 6''' (фиг. 1, 2, 4) и 6'''', в которых размещены трубные плашки 7''' (фиг. 1, 2, 3, 4) и 7'''', снабженные соответственно эластичными уплотнителями 8''' (фиг. 1, 2, 4) и 8''''. Также в нижних боковых горизонтальных каналах 5''' и 5'''' установлены ручные приводы 9''' (фиг. 1, 2, 3) и 9'''' управления трубными плашками 7''' и 7'''', включающие приводные штоки 10''' (фиг. 1, 2, 3, 4) и 10'''' соответствующих трубных плашек 7''' и 7'''' соответственно, имеющие резьбовые соединения 11''' (фиг. 1, 2, 4) и 11'''' для взаимодействия с крышками 12''' (фиг. 1, 2, 3, 4) и 12''''.
Крышки 12''' и 12'''' ввернуты в фланцы 13''' (фиг. 3) и 13'''', а фланцы установлены на корпус 3. Полости корпуса 3 плашечных блоков 6''' и 6'''' в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители 8''' и 8'''' размещены в пазах (на фиг. 1-5 не показано), выполненных в трубных плашках 7''' и 7'''' (фиг. 1).
Верхние 5' и 5'', а также нижние 5''' и 5'''' боковые горизонтальные каналы относительно друг друга размещены на расстоянии, исключающем помехи в работе. Штурвалы ручных приводов 9'''и 9''''имеют возможность установки, как на приводные штоки 10' и 10'', так и на приводные штоки 10''' и 10''''.
При проведении СПО в скважине с двухрядной колонной труб 14 (фиг. 2, 4) и 15 (фиг. 4) в плашечных блоках 6' и 6'' (фиг. 4) верхних боковых горизонтальных каналах размещены трубные плашки 7' и 7''. Плашки 7' и 7'' имеют разную длину, а также приводные штоки 10' и 10'' имеют разную длину хода, плашки при смыкании образуют кольцевую выборку (фиг. 5), расположенную эксцентрично относительно оси осевого канала 4 корпуса превентора 3. Плашки 7' и 7'' снабжены эластичными уплотнителями 8' и 8'' для герметизации колонны труб 15 с минимальным наружным диаметром d, а в плашечных блоках 6''' и 6'''' нижних боковых горизонтальных каналах размещены трубные плашки 7''' и 7'''' с эластичными уплотнителями 8''' и 8'''' под колонну труб 14 с максимальным наружным диаметром D.
Герметичность в боковых горизонтальных каналах 5', 5'', 5''', 5'''', в процессе работы превентора, обеспечивают уплотнительные кольца (на фиг. 1-5 показаны условно).
Превентор для скважины с двухрядной колонной труб, закрепленный на устьевом фланце 16 (фиг. 2, 4) снизу оснащен трубодержателем 17 (фиг. 4), размещенным в устьевом фланце, при этом диамер трубодержателя dт меньше диаметра Dу вертикального осевого канал 4 корпуса 3 превентора. Трубодержатель оснащен двумя эксцентрично расположенными вертикальными отверстиями большего Dmax и меньшего диаметра dmin (фиг. 4) для крепления колонн большего D и меньшего d диаметра, соответственно.
Превентор для скважины с двухрядной колонной труб работает следующим образом.
Залежь нефти, например, разрабатывают одновременной закачкой и добычей, при этом используют двухрядную колонну труб. По одной колонне труб, например колонне НКТ диаметром 60 мм закачивают воду, а по другой колонне труб, например колонне НКТ диаметром 48 мм производят отбор нефти, причем зоны закачки и отбора разделены пакером (на фиг. 1-5 не показано).
Для реализации вышеописанной технологии в процессе эксплуатации и ремонта скважины необходимо с устья скважины последовательно производить спуско-подъемные операции колонн труб, колонн НКТ двух типоразмеров 60 и 48 мм, для этого используют конструкцию предлагаемого превентора.
Перед спуском колонны труб 14 максимального типоразмера D (колонны НКТ диаметром 60 мм) устанавливают и закрепляют превентор на фланце устьевой арматуры 16 (фиг. 2-3) и далее производят спуск колонны труб 14 через превентор.
В процессе спуска колонну труб 14 перемещают через вертикальный осевой канал 4 корпуса 3 (фиг. 2-3) до достижения забоя скважины (на фиг. 1-5 не показано).
В процессе последовательного проведения СПО с колоннами труб 14 (диаметром D, колонна НКТ диаметром 60 мм) и 15 (диаметром d, т.е. колонну НКТ диаметром 48 мм) может возникнуть НГВП для этого необходимо загерметизировать пространство между превентором и колонной труб 14 или 15, соответствующими эластичными уплотнителями 8' и 8'' трубных плашек 7' и 7'' или эластичными уплотнителями 8''' и 8'''' трубных плашек 7''' и 7''''. Также необходимо принять технологические меры по ликвидации выбросовых явлений, т.е. перекрыть внутреннее пространство колонны труб 14 или 15.
Например, при возникновении НГВП с колонной труб 14 диаметром D (колонна НКТ диаметром 60 мм) на устье скважины на верхний конец колонны труб устанавливают через переходную муфту сменный шаровой кран, имеющий присоединительную резьбу диаметром Dc по ГОСТ 633-80. При этом шаровой кран должен быть в положение «ЗАКРЫТО».
Далее вращают штурвалы ручных приводов 9''' и 9'''' по часовой стрелке на 5–6 оборотов через приводные штоки 10''' и 10'''', которые воздействуют в осевом направлении на соответствующие трубные плашки 7''' и 7'''' с эластичными уплотнителями 8''' и 8''''. В результате трубные плашки 7''' и 7'''' с эластичными уплотнителями 8''' и 8'''' радиально перемещаются внутрь, а эластичные уплотнители 8''' и 8'''' обхватывают снаружи патрубок диаметром 60 мм по всему периметру его окружности, возникающее под трубными плашками 7''' и 7'''' при НГВП давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 8''' и 8'''' трубных плашек 7''' и 7'''' к наружной поверхности колонны труб 14. Таким образом герметизируют пространство между превентором и колонной труб 14. Положение трубных плашек 7''' и 7'''' контролируют по ввернутому положению штурвалов ручных приводов 9''' и 9''''.
После ликвидации НГВП, т.е. после сброса давления в скважине открывают превентор (разгерметизируют пространство между превентором и колонной труб 14) и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 14.
Для этого сначала открывают превентор вращением штурвалов ручных приводов 9''' и 9'''' против часовой стрелки на 5–6 оборотов, отводят трубные плашки 7''' и 7'''' до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 превентора, т.е. возвращают трубные плашки 7''' и 7'''' с эластичными уплотнителями 8''' и 8'''' в открытое положение, показанное на фиг. 1.
Далее шаровый кран, накрученный на верхний конец колонны 14 через переходную муфту, поворотом рукоятки переводят в положение «ОТКРЫТО».
Убедившись в отсутствии выброса НГВП по колонне труб 14, отворачивают переходную муфту и сменный шаровой кран с верхнего конца колонны труб 14 по присоединительной резьбе Dc и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 14.
Далее производят спуск колонны 14 до нужного интервала и устанавливают на верхний конец колонны труб 14 в большее отверстие Dmax трубодержателя 17 (показано на фиг. 4). Колонну труб 14 вместе с трубодержателем 17 перемещают через вертикальный осевой канал 4 корпуса 3 (фиг. 4) и устанавливают в устьевую арматуру 14.
Затем приступают к спуску колонны труб 15 диаметром d (колонна НКТ диаметром 48 мм).
В процессе спуска колонну труб 15 перемещают через вертикальный осевой канал 4 корпуса 3 (фиг. 4 - 5), затем через меньший канал диаметром dmin в трубодержателе 17 спускают до нужного интервала. За счет того, что колонны труб в скважине идут параллельно, а спускаются последовательно, колонна труб 15 относительно вертикального осевого канала 4 корпуса 3 располагается эксцентрично (фиг. 4-5). Для этого плашки 7' и 7'' установленные в боковых горизонтальных каналах 5' и 5'' имеют разную длинну и при смыкании образуют кольцевую выборку (показано на фиг. 5), смещенную от центральной оси вертикального осевого канал 4 корпуса 3.
При возникновении НГВП с колонной труб 15 диаметром D (колонна НКТ диаметром 48 мм) на устье скважины на верхний конец колонны труб устанавливают переходную муфту и сменный шаровой кран, имеющий присоединительную резьбу диаметром Dc по ГОСТ 633-80. При этом шаровой кран должен быть в положение «ЗАКРЫТО».
Далее вращают штурвалы ручных приводов 9' и 9'' по часовой стрелке на 5–6 оборотов через приводные штоки 10' и 10'', которые воздействуют в осевом направлении на соответствующие трубные плашки 7' и 7'' с эластичными уплотнителями 8' и 8''. В результате трубные плашки 7' и 7'' с эластичными уплотнителями 8' и 8'' радиально перемещаются внутрь, а эластичные уплотнители 8' и 8'' обхватывают снаружи патрубок диаметром 48 мм по всему периметру его окружности, возникающее под трубными плашками 7' и 7'' при НГВП давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 8' и 8'' трубных плашек 7' и 7'' к наружной поверхности колонны труб 15. Таким образом герметизируют пространство между превентором и колонной труб 15. Положение трубных плашек 7' и 7'' контролируют по ввернутому положению штурвалов ручных приводов 9' и 9''.
После ликвидации НГВП, т.е. после сброса давления в скважине, открывают превентор (разгерметизируют пространство между превентором и колонной труб 15) и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 15.
Для этого сначала открывают превентор вращением штурвалов ручных приводов 9' и 9'' против часовой стрелки на 5-6 оборотов, отводят трубные плашки 7' и 7'' до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 превентора, т.е. возвращают трубные плашки 7' и 7'' с эластичными уплотнителями 8' и 8'' в положение, показанное на фиг. 1.
Далее шаровый кран, накрученный на верхний конец колонны 15, поворотом рукоятки переводят в положение «ОТКРЫТО».
Убедившись в отсутствии выброса НГВП по колонне труб 15, отворачивают преходную муфту и сменный шаровой кран с верхнего конца колонны труб 15 по присоединительной резьбе Dc и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 15.
Предлагаемый превентор для скважины с двухрядной колонной труб имеет конструкцию позволяющую осуществить последовательный спуск и подъем двух колонн труб разного диаметра с внутрискважинным оборудованием без снятия превентора с устья скважины. Это достигается за счет того, что:
- кольцевая выборка, образующаяся при смыкании трубных плашек в плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов выполнена эксцентрично относительно оси осевого канала корпуса превентора;
- трубные плашки, установленные в плашечном блоке верхних боковых горизонтальных каналов, имеют разную длину, а также разную длину хода механизма привода;
- наличие в конструкции превентора трубодержателя, установленного под превентором, позволяет исключить снятие превентора при последовательном спуске или подъеме колонн труб.
Превентор для скважины с двухрядной колонной труб позволяет перекрыть внутреннюю полость колонн труб при возникновении НГВП за счет установки шарового крана на верхний конец любой из колонны с помощью переходной муфты.
Превентор для скважины с двухрядной колонной труб позволяет сократить длительность времени на монтаж-демонтаж превентора на устье скважины при последовательном спуске или подъеме двух колонн. Это достигается за счет того, что превентор монтируется на устье скважины один раз, после чего через него осуществляют последовательный спуск или подъем колонн двух разного диаметра. Снижение длительности монтажа превентора позволяет сократить финансовые затраты на ремонт скважины.
Предлагаемый превентор плашечный для скважины с двухрядной колонной труб:
- имеет конструкцию превентора, позволяющего осуществлять последовательно спуск и подъем двух колонн труб разного диаметра с внутрискважинным оборудованием без снятия превентора с устья скважины;
- позволяет произвести перекрытие внутренней полости колонн труб при возникновении НГВП и сокращение времени на монтаж-демонтаж превентора на устье скважины;
- сократить длительность времени на монтаж - демонтаж превентора на устье скважины.
Claims (1)
- Превентор для скважины с двухрядной колонной труб, 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, в плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб меньшего наружного диаметра, на верхний конец которой на устье скважины установлен в положении закрыто шаровой кран, а в плашечных блоках нижних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб большего наружного диаметра, на верхний конец которой на устье скважины установлен в положении закрыто шаровой кран, отличающийся тем, что в плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов в трубных плашках выполнены полукольцевые выборки, образующие кольцевую выборку в сомкнутом состоянии, размещённую эксцентрично относительно оси осевого канала корпуса превентора, при этом плашки, установленные в плашечном блоке верхних боковых горизонтальных каналов, имеют разную длину, а также разную длину хода механизма привода верхних плашек, причем превентор закреплён на устьевом фланце и выполнен с возможностью размещения ниже превентора в устьевом фланце трубодержателя, оснащённого двумя эксцентрично расположенными вертикальными отверстиями большего и меньшего диаметров, обеспечивающими крепление верхних концов спущенных в скважину колонн труб большего и меньшего наружных диаметров, причём наружный диаметр трубодержателя меньше вертикального осевого канала корпуса превентора.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2789685C1 true RU2789685C1 (ru) | 2023-02-07 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2808812C1 (ru) * | 2023-10-04 | 2023-12-05 | 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 |
|---|---|---|---|---|
| US3554278A (en) * | 1969-07-31 | 1971-01-12 | Exxon Production Research Co | Pipe alignment apparatus |
| KR20140140214A (ko) * | 2013-05-28 | 2014-12-09 | 대우조선해양 주식회사 | Bop 테스트 장치 및 방법 |
| WO2018088911A1 (en) * | 2016-11-09 | 2018-05-17 | Vladimir Andreev | Pressure balanced double acting shear gate valve |
| RU2719877C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Превентор |
| RU2731975C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2020-09-09 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Комплект плашек трубных превентора |
| RU2733867C1 (ru) * | 2020-06-17 | 2020-10-07 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3554278A (en) * | 1969-07-31 | 1971-01-12 | Exxon Production Research Co | Pipe alignment apparatus |
| KR20140140214A (ko) * | 2013-05-28 | 2014-12-09 | 대우조선해양 주식회사 | Bop 테스트 장치 및 방법 |
| WO2018088911A1 (en) * | 2016-11-09 | 2018-05-17 | Vladimir Andreev | Pressure balanced double acting shear gate valve |
| RU2719877C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Превентор |
| RU2731975C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2020-09-09 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Комплект плашек трубных превентора |
| RU2733867C1 (ru) * | 2020-06-17 | 2020-10-07 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
|---|---|---|
| US3543847A (en) | Casing hanger apparatus | |
| CA1281280C (en) | Annular and concentric flow wellhead isolation tool and method of use thereof | |
| US7743832B2 (en) | Method of running a tubing hanger and internal tree cap simultaneously | |
| US6145596A (en) | Method and apparatus for dual string well tree isolation | |
| US10435979B2 (en) | Methods and devices for isolating wellhead pressure | |
| US20170058628A1 (en) | Blowout Preventer Including Blind Seal Assembly | |
| US7455105B1 (en) | Apparatus and method for installing coiled tubing in a well | |
| EP2670945A2 (en) | Segmented collapsible ball seat allowing ball recovery | |
| GB2487865A (en) | A system for isolating portions of awellhead from fluid pressure | |
| RU2713032C1 (ru) | Превентор плашечный для скважин с двухрядной колонной труб | |
| JPH0387495A (ja) | 坑口装置 | |
| CN107630696B (zh) | 一种地面防喷装置的井下试压装置及其试压方法 | |
| RU2483191C1 (ru) | Разбуриваемый пакер | |
| RU2789685C1 (ru) | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб | |
| RU2719884C1 (ru) | Превентор для скважин с наклонным устьем | |
| WO2016053842A1 (en) | Scissor-mechanism closing rams of blow out preventors | |
| US8960277B2 (en) | Packer for sealing against a wellbore wall | |
| RU2724703C1 (ru) | Плашечный превентор для скважин с наклонным устьем | |
| RU2808812C1 (ru) | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб | |
| RU164825U1 (ru) | Пакер разбуриваемый глухой | |
| RU2719887C1 (ru) | Превентор плашечный | |
| CN113944443B (zh) | 堵塞器 | |
| RU2719877C1 (ru) | Превентор | |
| RU2563845C2 (ru) | Способ герметизации полости труб и затрубного простанства скважины, противосифонное герметизирующее устройство "пгу-2", промывочная катушка "пк-1" | |
| RU2745949C1 (ru) | Превентор для скважины с двухрядной колонной труб |