RU2808812C1 - Превентор для скважины с двухрядной колонной труб - Google Patents

Abstract

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 (при отсутствии обеих колонн труб в скважине) с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопаропроявлений (НГВПП), охраны недр и окружающей среды. Техническим результатом является расширение технических возможностей превентора для скважины с двухрядной колонной труб при отсутствии обеих колонн труб в скважине, а также сокращение продолжительности герметизации устья скважины и гарантированное обеспечение безопасности работ на устье скважины для обслуживающего персонала в случае возникновения НГВПП. Превентор для скважины с двухрядной колонной труб содержит 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, в каждом из которых с возможностью продольного перемещения установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек. В плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб меньшего наружного диаметра. В плашечных блоках нижних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб большего наружного диаметра. Превентор закреплен на устьевом фланце и выполнен с возможностью размещения ниже превентора в устьевом фланце трубодержателя, оснащенного двумя эксцентрично расположенными вертикальными отверстиями большего и меньшего диаметров, обеспечивающими крепление верхних концов спущенных в скважину колонн труб большего и меньшего наружных диаметров. Превентор оснащен запорной арматурой, представляющей собой два патрубка: большего и меньшего диаметра, гидравлически связанных между собой полой втулкой, заглушенной с обеих сторон. Патрубок меньшего диаметра оснащен снизу центратором, а сверху – шаровым краном. Патрубки большего и меньшего диаметра равны соответствующим диаметрам колонн труб большего и меньшего наружных диаметров, спускаемых в скважину. Патрубок большего диаметра герметизируется плашечными блоками нижнего ряда, а патрубок меньшего диаметра герметизируется плашечными блоками верхнего ряда. Высота между верхним и нижним плашечными блоками больше наружного диаметра полой втулки не более, чем в 1,1 раза. На верхних торцах верхних трубных плашек выполнены полукольцевые углубления, в которых устанавливается центратор патрубка меньшего диаметра запорной арматуры. 6 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 (при отсутствии обеих колонн труб в скважине) с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопаропроявлений (НГВПП), охраны недр и окружающей среды.

Известен превентор плашечный, 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 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, опубл. 23.04.2020). 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.

Недостатками 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 НГВПП;

- в-третьих, ограниченные функциональные возможности превентора. Это обусловлено конструкцией превентора, которая не позволяет оперативно закрыть (загерметизировать) устье скважины при отсутствии колонн труб в скважине. Для закрытия устья скважины необходимо иметь второй превентор с глухими плашками;

- в-четвертых, длительность герметизации устья скважины при отсутствии в ней колонн труб. Это связано с тем, что для герметизации устья скважины при отсутствии в ней колонн труб необходимо демонтировать превентор с двумя рядами трубных плашек, а затем на устье смонтировать превентор с глухими плашками и закрыть устье. Это занимает от 30 до 60 минут, что критично при возникновении нефтегазоводопаропроявлений;

- в-пятых, низкая безопасность работ для обслуживающего персонала при отсутствии колонн труб в скважине в случае возникновения НГВПП. Так как в случае возникновения НГВПП из-за отсутствия возможности оперативной герметизации устья скважины превентором возникает высокий риск нанесения вреда здоровью (травмы, увечья) обслуживающего персонала продукцией выброса из скважины (пар, вода, нефть).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является превентор для скважины с двухрядной колонной труб (патент RU № 2789685, опубл. 07.02.2023), 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, причем в плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналах 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.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, ограниченные функциональные возможности превентора. Это обусловлено конструкцией превентора, которая не позволяет оперативно закрыть (загерметизировать) устье скважины при отсутствии колонн труб в скважине. Для закрытия устья скважины необходимо иметь второй превентор с глухими плашками;

- во-вторых, длительность. герметизации устья скважины при отсутствии в ней колонн труб. Это связано с тем, что для герметизации устья скважины при отсутствии в ней колонн труб необходимо демонтировать превентор с двумя рядами трубных плашек, а затем на устье смонтировать превентор с глухими плашками и закрыть устье. Это занимает от 30 до 60 минут, что критично при возникновении нефтегазоводопаропроявления;

- в-третьих, низкая безопасность работ для обслуживающего персонала, при отсутствии колонн труб в скважине в случае возникновения НГВПП. Так как в случае возникновения НГВПП из-за отсутствия возможности оперативной герметизации устья скважины превентором возникает высокий риск нанесения вреда здоровью (травмы, увечья) обслуживающего персонала продукцией выброса из скважины (пар, вода, нефть).

Техническими задачами изобретения являются расширение технических возможностей превентора для скважины с двухрядной колонной труб при отсутствии обеих колонн труб в скважине, а также сокращение продолжительности герметизации устья скважины и гарантированное обеспечение безопасности работ на устье скважины для обслуживающего персонала в случае возникновения НГВПП.

Технические задачи решаются превентором для скважины с двухрядной колонной труб, содержащим 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, при этом 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.

Новым является то, что превентор оснащён запорной арматурой представляющей собой два патрубка: большего и меньшего диаметра гидравлически связанных между собой полой втулкой, заглушенной с обеих сторон, причём патрубок меньшего диаметра оснащён снизу центратором, а сверху шаровым краном, при этом патрубки большего и меньшего диаметра равны соответствующим диаметрам колонн труб большего и меньшего наружных диаметров, спускаемых в скважину, при этом патрубок большего диаметра запорной арматуры герметизируется плашечными блоками нижнего ряда, а патрубок меньшего запорной арматуры диаметра герметизируется плашечными блоками верхнего ряда, причем высота - s между верхним и нижним плашечными блоками больше наружного диаметра полой втулки не более чем в 1,1 раза, при этом с целью центрирования запорной арматуры относительно превентора в процессе герметизации устья скважины при отсутствии в ней колонн труб на верхних торцах верхних трубных плашек выполнены полукольцевые углубления, в которых устанавливается центратор патрубка меньшего диаметра запорной арматуры.

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 труб 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 труб меньшего диаметра.

На фиг. 5 изображен разрез Б-Б превентора при герметизации колонны труб меньшего диаметра.

На фиг. 6 изображен в продольном разрезе превентор плашечный для скважины с двухрядной колонной труб с запорной арматурой для герметизации устья скважины при отсутствии в скважине обеих рядов колонн труб.

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, 6) и нижний 2 фланцы, жестко соединенные с корпусом 3 (фиг. 1-6). Корпус 3 оснащен вертикальным круглым осевым каналом 4 (фиг. 1, 2, 4, 6). 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. 1-6 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, 6) (длинной l = 90 мм) и 7'' (длинной L = 170 мм). Плашки снабжены соответственно эластичными уплотнителями 8' и 8'' (фиг. 1, 2, 4, 6). 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, 6) с длиной хода Δl₁ = 50 мм и 10'' с длиной хода Δl₂ = 120 мм соответствующих трубных плашек 7' и 7'', имеющие резьбовые соединения 11' (фиг. 1, 2, 4, 6) и 11'' для взаимодействия с крышками 12' (фиг. 1, 2, 4, 5, 6) и 12''.

Крышки 12' и 12'' ввернуты во 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. 1-6 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, 6) и 6'''', в которых размещены трубные плашки 7''' (фиг. 1, 2, 3, 4, 6) и 7'''', снабженные соответственно эластичными уплотнителями 8''' (фиг. 1, 2, 4, 6) и 8''''. Также в нижних боковых горизонтальных каналах 5''' и 5'''' установлены ручные приводы 9''' (фиг. 1, 2, 3, 6) и 9'''' управления трубными плашками 7''' и 7'''', включающие приводные штоки 10''' (фиг. 1, 2, 3, 4, 6) и 10'''' соответствующих трубных плашек 7''' и 7'''' соответственно, имеющие резьбовые соединения 11''' (фиг. 1, 2, 4, 6) и 11'''' для взаимодействия с крышками 12''' (фиг. 1, 2, 3, 4, 6) и 12''''.

Крышки 12''' и 12'''' ввернуты во 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. 1-6 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 спуско-подъемных операций (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. 1-6 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 D_max и меньшего диаметра d_min (фиг. 4) для крепления колонн большего D и меньшего d диаметра, соответственно.

Превентор оснащён запорной арматурой 18 (фиг. 6), представляющей собой два патрубка: большего 19 и меньшего 20 диаметра, гидравлически связанных между собой полой втулкой 21, заглушенной с обеих сторон, причём патрубок меньшего диаметра оснащён снизу центратором 22, а сверху шаровым краном 23, при этом патрубки большего 19 и меньшего диаметра 20 равны соответствующим диаметрам колонн труб большего и меньшего наружных диаметров, спускаемых в скважину, при этом патрубок большего диаметра 19 запорной арматуры 18 герметизируется плашечными блоками нижнего ряда 6''' и 6'''', а патрубок меньшего диаметра 20 запорной арматуры 18 герметизируется плашечными блоками верхнего ряда 6' и 6''.

Например, патрубок большего диаметра 19 (фиг. 6) выполняют длиной 0,75 м, а патрубок меньшего диаметра 20 на верхний конец которого накручен шаровой кран 23 выполняют длиной 0,5 м для того, чтобы было удобно перекрывать шаровой кран 23 обслуживающему персоналу.

Высота - s (фиг. 6) между верхним и нижним плашечными блоками больше наружного диаметра - d полой втулки 21 не более чем в 1,1 раза. Данное соотношение обеспечивает удобство монтажа запорной арматуры 18 и сокращает процесс герметизации устья скважины с помощью запорной арматуры 18 при отсутствии в ней колонн труб. Например, высота s = 5,2 см = 0,052 м. Тогда d = 0,052/1,1 = 0,0473 м. Примем наружный диаметр полой втулки равным 0,047 = 47 мм = 4,7 см.

С целью центрирования запорной арматуры 18 (фиг. 6) относительно осевого канала 4 превентора в процессе герметизации устья скважины при отсутствии в ней колонн труб, на верхних торцах верхних трубных плашек выполнены полукольцевые углубления 24' и 24", в которых устанавливается центратор 22 патрубка меньшего диаметра 20 запорной арматуры 18.

Центратор 22 (фиг. 6), установленный в полукольцевые углубления 24' и 24'' соответствующих плашечных блоков 6' и 6'' верхнего ряда при закрытых штурвалах 9' и 9'' повышает качество герметизации устья скважины при использовании запорной арматуры 18, так как исключает перекос запорной арматуры 18 относительно осевого канала 4 превентора.

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. 1-6 не показано).

Для реализации вышеописанной технологии в процессе эксплуатации и ремонта скважины необходимо с устья скважины последовательно производить спуско-подъемные операции колонн труб, колонн насосно-компрессорных труб (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. 1-6 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 НГВПП 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 НГВПП 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 НГВПП 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 НГВПП, 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 шаровой кран, накрученный на верхний конец колонны 14 через переходную муфту, поворотом рукоятки переводят в положение «ОТКРЫТО».

Убедившись в отсутствии выброса НГВПП 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 D_max 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 d_min 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 нефтегазоводопаропроявления 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 НГВПП 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 НГВПП, 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 шаровой кран, накрученный на верхний конец колонны 15, поворотом рукоятки переводят в положение «ОТКРЫТО».

Убедившись в отсутствии выброса НГВП по колонне труб 15, отворачивают переходную муфту и сменный шаровой кран с верхнего конца колонны труб 15 по присоединительной резьбе Dc и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 15.

В процессе проведения спуско-подъемных операции возникают случаи, когда из скважины извлекают обе колонны труб, но при этом не исключается процесс НГВПП. Особый риск представляют скважины, разрабатывающие залежь сверхвязкой нефти закачкой пара через нагнетательные скважины, поэтому превентор должен обеспечивать герметизацию устья и при отсутствии в скважине обеих колонн труб. Для этой цели в состав превентора включена предлагаемая запорная компоновка 18 (фиг. 6).

При отсутствии обеих колонн труб в скважине с помощью штурвалов 9''' и 9'''' (фиг. 6) открывают поочередно верхний 6', 6'' и нижний 6''', 6'''' ряды плашечных блоков путем вращения штурвалов против часовой стрелки до упора.

После чего запорную компоновку 18 (фиг. 6) устанавливают в осевой канал 4, так, чтобы патрубок большего диаметра 19 размещался в нижнем плашечном блоке 6''' и 6 '''', а патрубок меньшего диаметра 20 в верхнем плашечном блоке 6' и 6'' центратором 22 в полукольцевые углубления 24' и 24''. Далее с помощью штурвалов 9'-9'''' закрывают поочередно верхний 6', 6'' и нижний 6''', 6'''' ряды плашечных блоков путем вращения штурвалов по часовой стрелке до упора (фиг. 6). Перекрывают шаровой кран.

В результате нижний 6''', 6'''' ряд плашечных блоков герметизирует патрубок 19 диаметром 60 мм запорной арматуры, а верхний 6', 6'' ряд плашечного блока герметизирует патрубок 20 меньшего диаметра (диаметром 48 мм) запорной арматуры 18. При этом центратор 22, размещённый в полукольцевых углублениях 24' и 24'' соответствующих плашечных блоков 6' и 6'' верхнего ряда центрирует запорную арматуру 18 относительно превентора.

Превентор для скважины с двухрядной колонной труб благодаря приложенной запорной арматуре имеет расширенные технические возможности. Это позволяет оперативно закрыть (загерметизировать) устье скважины при отсутствии колонн труб в скважине и исключает необходимость наличия второго превентора с глухими плашками на устье скважины.

Сокращается продолжительность ликвидации НГВПП в случае её проявления, так как использование предлагаемой запорной компоновки позволяет загерметизировать в 20 раз быстрее и надёжнее, чем использовать другой превентор с глухими плашками. Герметизация устья скважины с предлагаемой запорной компоновкой в случае возникновения НГВПП реализуется всего за 1,5-3 минуты.

Повышается безопасность работ для обслуживающего персонала при отсутствии колонн труб в скважине. Так как в случае возникновения НГВПП герметизацию устья производят оперативно (1,5-3 минуты), благодаря чему полностью исключается риск нанесения вреда здоровью (травмы, увечья) обслуживающего персонала продукцией выброса из скважины (пар, вода, нефть).

Превентор для скважины с двухрядной колонной труб при отсутствии обеих колонн труб в скважине позволяет:

- расширить технические возможности превентора для скважины с двухрядной колонной труб;

- сократить продолжительность герметизации устья скважины;

- гарантированно обеспечить безопасность работ на устье скважины для обслуживающего персонала в случае возникновения НГВПП.

Claims (1)

1. Превентор для скважины с двухрядной колонной труб, 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 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, при этом 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 закреплен на устьевом фланце и выполнен с возможностью размещения ниже превентора в устьевом фланце трубодержателя, оснащенного двумя эксцентрично расположенными вертикальными отверстиями большего и меньшего диаметров, обеспечивающими крепление верхних концов спущенных в скважину колонн труб большего и меньшего наружных диаметров, причем наружный диаметр трубодержателя меньше вертикального осевого канала корпуса превентора, отличающийся тем, что превентор оснащен запорной арматурой, представляющей собой два патрубка: большего и меньшего диаметра, гидравлически связанных между собой полой втулкой, заглушенной с обеих сторон, причем патрубок меньшего диаметра оснащен снизу центратором, а сверху – шаровым краном, при этом патрубки большего и меньшего диаметра равны соответствующим диаметрам колонн труб большего и меньшего наружных диаметров, спускаемых в скважину, при этом патрубок большего диаметра запорной арматуры герметизируется плашечными блоками нижнего ряда, а патрубок меньшего диаметра запорной арматуры герметизируется плашечными блоками верхнего ряда, причем высота – s между верхним и нижним плашечными блоками больше наружного диаметра полой втулки не более, чем в 1,1 раза, при этом с целью центрирования запорной арматуры относительно превентора в процессе герметизации устья скважины при отсутствии в ней колонн труб на верхних торцах верхних трубных плашек выполнены полукольцевые углубления, в которых устанавливается центратор патрубка меньшего диаметра запорной арматуры.