Превентор для скважины с двухрядной колонной труб и наклонным устьем Российский патент 2020 года по МПК E21B33/06 

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), в том числе на скважинах сверхвязкой нефти (СВН) с наклонным устьем двухрядной колонны труб, охраны недр и окружающей среды, обеспечивающего одновременное проведение спуско-подъёмных операций (СПО) двух колонн: колонны труб с муфтами и гибкой колонны труб без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины.

Известен превентор, содержащий верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, в корпусе относительно осевого канала симметрично расположены верхний и нижний ряды боковых горизонтальных каналов, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала корпуса превентора, в каждом из боковых горизонтальных каналов с возможностью продольного перемещения установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпуса плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках (RU № 65555, опубл. 10.08.2007). Верхняя часть осевого канала корпуса оснащена конической посадочной поверхностью, сужающейся сверху вниз с возможностью установки в неё сменного шарового крана. В верхнем фланце симметрично и перпендикулярно осевому каналу корпуса выполнены дополнительные горизонтальные каналы, имеющие круглую форму в поперечном сечении. Снаружи в дополнительные горизонтальные каналы в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальных каналах, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурными пазами. Верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и жесткой фиксации сменной герметизирующей вставки в конической посадочной поверхности корпуса фигурными пазами ползунов. При проведении спуско-подъёмных операций в скважине с двухрядной колонной труб в плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналах размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с минимальным наружным диаметром, а в плашечных блоках нижних боковых горизонтальных каналах размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с максимальным наружным диаметром. Эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины.

Недостатки конструкции превентора:

- во-первых, ограниченные технологические возможности конструкции трубных плашек с эластичными уплотнителями, размещенными в плашечных блоках, связанные с невозможностью загерметизировать одновременно на устье наклонной (под углом до 45°) скважины СВН две колонны труб при их одновременном спуске в наклонную скважину СВН;

- во-вторых, низкое качество герметизации спускаемой в скважину хотя бы одной колонны труб при возникновении НГВП в наклонной скважине СВН. Это обусловлено тем, что при установке данного превентора на устье наклонной скважины невозможно плотно загерметизировать колонну труб на устье скважины, вследствие отсутствия центровки центральной оси спускаемой в скважину колонны труб и оси корпуса превентора. Поэтому при смыкании трубных плашек на устье наклонной скважины за счёт смещения трубных плашек относительно друг друга происходит неравномерный охват эластичными уплотнителями герметизируемой колонны труб, поэтому пропуски жидкости через эластичные уплотнители превентора начинаются уже при низких давлениях (0,5-1 МПа);

- в- третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте связанная с потерей работоспособности превентора из-за выхода из строя эластичных уплотнителей трубных плашек до возникновения НГВП;

- в-четвёртых, длительность проведения СПО, так как две колонны труб спускаются в скважину последовательно, а не одновременно;

- в-пятых, высокая металлоёмкость и габаритные размеры, связанные с наличием в конструкции превентора симметрично расположенных верхнего и нижнего рядов боковых горизонтальных каналов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является плашечный превентор для скважины с двухрядной колонной труб (RU № 2713032, МПК Е21В 33/06, опубл. 03.02.2020), содержащий верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, корпус оснащен вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпуса плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках, при этом в верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы и имеют круглую форму в поперечном сечении, снаружи в горизонтальные каналы верхнего фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещенными в горизонтальном канале, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурным пазами, а верхний фланец оснащен шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночных пазов и жесткой фиксации сменной герметизирующей втулки в конической посадочной поверхности корпуса фигурными пазами ползунов, при этом в плашечных блоках превентора размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями исходя из максимального наружного диаметра колонны труб двухрядной колонны, а для герметизации колонны труб с минимальным наружным диаметром из двухрядной колонны труб в ее компоновку на устье скважины установлен аварийный патрубок с максимальным наружным диаметром колонны труб, равным максимальному наружному диаметру колонны труб из двухрядной колонны труб, причем аварийный патрубок оснащен сверху шаровым краном, а снизу - переводником, оснащенным снизу резьбой, соответствующей резьбе муфты колонны труб с минимальным наружным диаметром двухрядной колонны труб, причем эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины, работающей в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.

Недостатки конструкции превентора:

- во-первых, ограниченные технологические возможности конструкции трубных плашек с эластичными уплотнителями, размещенными в плашечных блоках, связанные с невозможностью загерметизировать одновременно на устье наклонной (под углом до 45°) скважины СВН две колонны труб при их одновременном спуске в наклонную скважину СВН;

- во-вторых, низкое качество герметизации спускаемой в скважину колонны труб при возникновении НГВП в наклонной скважине СВН. Это обусловлено тем, что при установке данного превентора на устье наклонной скважины невозможно плотно загерметизировать колонну труб на устье скважины, вследствие отсутствия центровки центральной оси спускаемой в скважину колонны труб и оси корпуса превентора. Поэтому при смыкании трубных плашек на устье наклонной скважины за счёт смещения трубных плашек относительно друг друга происходит не равномерный охват эластичными уплотнителями герметизируемой колонны труб, поэтому пропуски жидкости через эластичные уплотнители превентора начинаются уже при низких давлениях (0,5-1 МПа);

- в- третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте, связанная с потерей работоспособности превентора из-за выхода из строя эластичных уплотнителей трубных плашек до возникновения НГВП;

- в-четвёртых, длительность проведения СПО в наклонных скважинах, так как отсутствует центрирование колонн труб на устье в процессе проведения СПО приводит к зацепам, заваливаю колонны труб на «один бок». Это замедляет процесс спуска колонн труб.

Техническими задачами изобретения являются расширение технологических возможностей превентора для скважины с двухрядной колонной труб и наклонным устьем, повышение качества герметизации колонн труб на устье наклонной скважины СВН, а также повышение безопасности проведения работ при возникновении НГВП на устье наклонной скважины СВН и сокращение длительности проведения СПО.

Поставленные технические задачи решаются превентором для скважины с двухрядной колонной труб и наклонным устьем, содержащим верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены два боковых горизонтальных канала, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках, во вторых горизонтальных каналах, расположенных в верхнем фланце, в герметичном исполнении снаружи ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночных пазов, присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор, при этом эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины.

Новым является то, что плашечные блоки с трубными плашками в первых горизонтальных каналах оснащены двумя полукольцевыми выборками с пазами, при этом в пазах полукольцевых выборок трубных плашек установлены и зафиксированы герметизирующие элементы, выполненные в виде полуколец из термостойких эластичных уплотнителей, а во-вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащёнными двумя полукольцевыми выборками в которые установлены и зафиксированы центрирующие элементы, выполненные в виде полуколец, при этом снизу в осевой канал превентора установлена втулка, оснащенная двумя сквозными вертикальными центрирующими каналами, причём втулка имеет возможность фиксации от вертикального и вращательного перемещения относительно корпуса превентора, при этом центральные оси полукольцевых выборок трубных плашек и центральные оси полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек, а также центральные оси центрирующих каналов втулки расположены относительно центральной оси осевого канала корпуса эксцентрично по разные стороны от центральной оси осевого канала корпуса под углом 180° между собой и на расстояниях, обеспечивающих центрирование двух колонн труб относительно осевого канала корпуса превентора в наклонной скважине и герметизацию колонны труб с муфтами и колонны гибких труб при возникновении нефтегазоводопроявления, при этом диаметры центрирующих элементов дополнительных трубных плашек и диаметры центрирующих каналов втулки выполнены под наружные диаметры двух колонн, а диаметры центрирующих элементов дополнительных трубных плашек и центрирующих каналов, находящихся друг под другом равны между собой, причём плашечные блоки размещены в горизонтальных каналах с возможностью обеспечения одновременного проведения спуско-подъёмных операций двух колонн: колонны труб с муфтами и гибкой колонны труб без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины.

На фиг. 1 схематично изображен превентор в процессе проведения СПО с двумя колоннами труб, спущенных в наклонную скважину.

На фиг. 2 схематично изображен превентор при герметизации двух колонн труб, спущенных в наклонную скважину.

На фиг. 3 изображено сечение А-А превентора при герметизации колонны труб с муфтами и центрировании колонны гибких труб.

На фиг. 4 изображено сечение Б-Б превентора при герметизации колонны гибких труб и центрировании колонны труб с муфтами.

На фиг. 5 изображено сечение В-В превентора при герметизации колонны гибких труб и центрировании колонны труб с муфтами.

Превентор для скважины с двухрядной колонной труб содержит верхний 1 (фиг. 1, 2) и нижний 2 фланцы, жестко соединенные с корпусом 3 превентора. Корпус 3 оснащен вертикальным круглым осевым каналом 4. Относительно осевого канала 4 симметрично расположены два боковых горизонтальных канала 5' и 5ʺ и 6' и 6ʺ. Продольные оси боковых горизонтальных каналов 5' и 5ʺ и 6' и 6ʺ расположены перпендикулярно оси вертикального канала 4.

В первых горизонтальных каналах 5' и 5ʺ, выполненных в корпусе 3 с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки 7' и 7ʺ, в которых размещены трубные плашки 8' и 8ʺ. Также в боковых горизонтальных каналах 5' и 5ʺ установлены ручные приводы 9' и 9" управления трубными плашками 8' и 8ʺ, включающие приводные штоки 10' и 10ʺ соответствующих трубных плашек 8' и 8ʺ, соответственно имеющие резьбовые соединения 11' и 11ʺ для взаимодействия с крышками 12' и 12ʺ, ввернутыми в горизонтальные каналы 5' и 5ʺ.

Вторые горизонтальные каналы 6' и 6ʺ выполнены в верхнем фланце 1. Снаружи в горизонтальные каналы 6' и 6ʺ верхнего фланца 1 в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры 13' и 13ʺ. Винтовые упоры 13' и 13ʺ (на фиг. 1-2 показано условно) взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 14' и 14ʺ, размещенными в горизонтальных каналах 6' и 6ʺ. Выдвижные ползуны 14' и 14ʺ оснащены шпоночными пазами 15' и 15ʺ. Верхний фланец 1 оснащен шпонками 16' и 16ʺ, установленными в соответствующие шпоночные пазы 15' и 15ʺ выдвижных ползунов 14' и 14ʺ, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночного паза 15' и 15ʺ.

Полости плашечных блоков 7' и 7ʺ, установленных в первых горизонтальных каналах 5' и 5ʺ и выдвижных ползунов 14' и 14", установленных во-вторых горизонтальных каналах 6' и 6ʺ в поперечном сечении имеют прямоугольную форму.

В первых горизонтальных каналах 5' и 5" размещены плашечные блоки 7' и 7ʺ с трубными плашками 8' и 8ʺ (фиг. 1, 2, 3).

Трубная плашка 8' оснащена на передней грани 17' (фиг. 1, 2, 3) двумя полукольцевыми выборками 18' и 18" (фиг. 3) с соответствующими пазами 19' и 19ʺ.

Трубная плашка 8" оснащена на передней грани 17" (фиг. 3) двумя полукольцевыми выборками 18'" и 18"" с соответствующими пазами 19"' и 19ʺ".

В соответствующих пазах 19' и 19" (см. фиг. 3) полукольцевых выборок 18' и 18" трубной плашки 8' установлены и зафиксированы герметизирующие элементы 20' и 20" (см. фиг. 1-3), а в соответствующих пазах 19"' и 19"" полукольцевых выборок 18'" и 18"" трубной плашки 8" установлены и зафиксированы герметизирующие элементы 20"' и 20"", выполненные в виде термостойких эластичных уплотнителей.

Герметизирующие элементы выполнены полукольцами в виде термостойких эластичных уплотнителей 20', 20", 20"' и 20"".

Во-вторых горизонтальных каналах 6' и 6" размещены выдвижные ползуны 14' и 14" с дополнительными трубными плашками 21' и 21" (фиг. 1, 2, 4), соответственно.

Дополнительная трубная плашка 21' оснащена на передней грани 22' (фиг. 4) двумя полукольцевыми выборками 23' и 23" с соответствующими пазами 24' и 24ʺ.

Дополнительная трубная плашка 21" (фиг. 1, 4) оснащена на передней грани 22'' двумя полукольцевыми выборками 23"' и 23"" (фиг. 4) с соответствующими пазами 24"' и 24"ʺ.

В соответствующих пазах 24' и 24" (см. фиг. 4) полукольцевых выборок 23' и 23" дополнительной трубной плашки 21' установлены и зафиксированы центрирующие элементы 25' и 25", а в соответствующих пазах 24"' и 24"" полукольцевых выборок 23'" и 23"" дополнительной трубной плашки 21" установлены и зафиксированы центрирующие элементы 25"' и 25"".

Центрирующие элементы 25', 25", 25"' и 25"" выполнены в виде полуколец.

Таким образом:

В пазе 19' (см. фиг. 3) полукольцевой выборки 18' трубной плашки 8' установлен и зафиксирован герметизирующий термостойкий эластичный уплотнитель 20'.

В пазе 19" полукольцевой выборки 18" трубной плашки 8' установлен и зафиксирован герметизирующий термостойкий эластичный уплотнитель 20".

В пазе 19'" полукольцевой выборки 18'" трубной плашки 8" установлен и зафиксирован герметизирующий термостойкий эластичный уплотнитель 20'".

В пазе 19"" полукольцевой выборки 18"" трубной плашки 8" установлен и зафиксирован герметизирующий термостойкий эластичный уплотнитель 20"".

В пазе 24' (см. фиг. 4) полукольцевой выборки 23' дополнительной трубной плашки 21' установлен и зафиксирован центрирующий элемент 25'.

В пазе 24" полукольцевой выборки 23" дополнительной трубной плашки 21' установлен и зафиксирован центрирующий элемент 25''.

В пазе 24"' полукольцевой выборки 23"' дополнительной трубной плашки 21" установлен и зафиксирован центрирующий элемент 25'".

В пазе 24"" полукольцевой выборки 23"" дополнительной трубной плашки 21" установлен и зафиксирован центрирующий элемент 25"".

Снизу в осевой канал превентора 4 (см. фиг. 1 и 2) установлена втулка 26 (фиг. 5), оснащенная двумя сквозными вертикальными центрирующими каналами 27 и 28 (фиг. 1, 2, 5).

Втулка 26 имеет возможность фиксации от вертикального перемещения относительно корпуса 3 превентора, например с помощью глухого отверстия 29' (фиг. 1-2), выполненного во втулке 26 и направляющего штифта 29", ввернутого в корпус 3 превентора и вставленного в глухое отверстие 29' втулки 26. Также втулка 26 (фиг. 1, 2, 5) имеет возможность фиксации от вращательного перемещения относительно корпуса 3 (фиг. 1-2) превентора, например с помощью выступа 30 (фиг. 1, 2, 5), выполненного на наружной поверхности втулки 26 и паза 31, выполненного под выступ 30 на внутренней поверхности осевого канала 4 корпуса 3 превентора.

Центральная ось 32 (см. фиг. 3-5): полукольцевых выборок 18' и 18'" (фиг. 3) трубных плашек 8' и 8'', полукольцевых выборок 23' и 23'" дополнительных трубных плашек 21' и 21'' и центрирующего канала 27 (фиг. 5) втулки 26, а также центральная ось 33 (фиг. 3-5): полукольцевых выборок 18'' и 18''" (фиг. 3) трубных плашек 8' и 8'', полукольцевых выборок 23" и 23"" (фиг. 4) дополнительных трубных плашек 21' и 21'' и центрирующего канала 28 (фиг. 5) втулки 26 расположены относительно центральной оси осевого канала 4 корпуса 3 эксцентрично и по разные стороны под углом 180° между собой и на расстояниях – А, Б, С обеспечивающих центрирование колонн труб 34 и 35 (фиг. 1-5) относительно осевого канала 4 корпуса 3 превентора в наклонной скважине и герметизацию колонны труб 34 с муфтами и колонны гибких труб (КГТ) 35 при возникновении НГВП.

Внутри КГТ 35 находится оптический кабель 36 (фиг. 3-5), предназначенный для контроля температурного режима работы наклонной скважины. Оптический кабель 36 выпускается по ГОСТ Р57139-2016 «Кабели оптические».

Расстояния – А, Б, С (А = Б = С) подбирают опытным путём, так как зависят от проходного диаметра осевого канала 4 корпуса 3, а также наружных диаметров колонны труб 34 с муфтами и КГТ 35.

Плашечные блоки 7' и 7", а также выдвижные ползуны 14' и 14", размещённые в соответствующих горизонтальных каналах 5' и 5", а также 6' и 6", обеспечивают как последовательное так и одновременное проведение с помощью превентора СПО двух колонн: колонны труб 34 с муфтами и КГТ 35 без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины.

При проведении СПО в наклонной скважине с двухрядной колонной труб 34 (фиг. 1 и 2) с муфтами и КГТ 35 в плашечных блоках 7' и 7ʺ размещены трубные плашки 8' и 8ʺ (фиг. 1-3), снабженные:

- эластичными уплотнителями 20' и 20ʺ' исходя из диаметра D₁, которые в сомкнутом состоянии обеспечивают герметизацию колонны труб 34 с муфтами;

- эластичными уплотнителями 20'' и 20ʺ", исходя из наружного диаметра d₂ КГТ 35, в сомкнутом состоянии обеспечивают герметизацию КГТ 35 при возникновении НГВП.

Диаметры D_ц1 и d_ц1, соответственно, центрирующих элементов 25', 25'" и 25", 25"", соответствующих дополнительных трубных плашек 21' и 21" и диаметры D_ц2 и d_ц2 соответствующих центрирующих каналов 27 и 28 втулки 26 выполнены под наружные диаметры двух колонн: D₁ колонны труб 34 с муфтами и d₂ КГТ 35, соответственно.

Диаметры D_ц1 и d_ц1, соответственно, центрирующих элементов 25', 25'" и 25", 25"", соответствующих дополнительных трубных плашек 21' и 21" и диаметры D_ц2 и d_ц2 соответствующих центрирующих каналов 27 и 28 втулки 26, находящихся друг под другом равны между собой.

Исходя из этого при проведении СПО (фиг. 1 и 2) в наклонной скважине с двухрядной колонной труб 34 с муфтами и КГТ 35 в выдвижных ползунах 14' и 14ʺ размещены дополнительные трубные плашки 21' и 21ʺ, снабженные:

-центрирующими элементами 25' и 25'", диаметр D_ц1 которых в сомкнутом состоянии превышает наружный диаметр D₁ колонны труб 34 с муфтами, например на 6 мм. Если использовать колонну НКТ с наружным диаметром 89 мм, тогда её наружный диаметр по муфте составляет 109 мм. Примем D_ц1 = 109 мм + 6 мм = 115 мм;

- диаметр D_ц2 центрирующего канала 27 втулки 26 равен диаметру D_ц1, центрирующих элементов 25' и 25'", который в сомкнутом состоянии составляет 115 мм;

-центрирующими элементами 25'' и 25"", диаметр d_ц1, которых в сомкнутом состоянии превышает наружный диаметр d₂ КГТ 35, например на 4 мм. Если использовать колонну гибких труб с наружным диаметром 25,4 мм, тогда её наружный диаметр 25,4 мм + 4мм = 29,4 мм;

- диаметр d_ц2 центрирующего канала 28 втулки 26 равен диаметру d_ц1, центрирующих элементов 25'' и 25"", который в сомкнутом состоянии составляет 29,4 мм.

Плашечные блоки 7' и 7", а также выдвижные ползуны 14' и 14", размещённые в соответствующих горизонтальных каналах 5' и 5", а также 6' и 6", обеспечивают одновременное проведение с помощью превентора СПО двух колонн: колонны труб 34 с муфтами и КГТ 35 без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины.

Первые боковые горизонтальные каналы 5' и 5ʺ, выполненные в корпусе 3, и вторые горизонтальные каналы 6' и 6ʺ, выполненные в верхнем фланце 1, могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1, 2), так и повернуты на 90° относительно друг друга (на фиг. 1-5 не показано).

При использовании устройства в паронагнетательных скважинах, где температура закачиваемого пара составляет 200-250°С, с целью исключения выброса из скважины закачиваемого пара эластичные уплотнители 20' и 20ʺ, 20"' и 20"ʺ выполняют из термостойкой резины. В качестве термостойкой резины применяют, например, силиконовую термостойкую резину или термостойкую губку ВРП-1, выпускаемую по ТУ 38.105.673-74 для уплотнений различного вида разъемных соединений, работающих в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.

Герметичность в боковых горизонтальных каналах 5' и 5ʺ и 6' и 6ʺ( см. фиг. 1 и 2) 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 34 (см. фиг. 1-5) с муфтами (колонну НКТ с наружным диаметром 89 мм с муфтами наружным диаметром 109 мм);

- для контроля за температурой закачки пара по стволу паронагнетательной горизонтальной скважины используют оптоволоконный кабель, размещенный внутри КГТ 35, например, колонны КГТ 35 диаметром 25,4 мм;

- внутренний диаметр D_ц1, образуемый центрирующим элементом 25' дополнительной трубной плашки 21' и центрирующим элементом 25"' дополнительной трубной плашки 21" равен 115 мм;

- внутренний диаметр d_ц1, образуемый центрирующим элементом 25'' дополнительной трубной плашки 21' и центрирующим элементом 25"'' дополнительной трубной плашки 21" равен 29,4 мм;

- внутренний диаметр D_ц2, центрирующего канала 27 втулки 26 равен 115 мм;

- внутренний диаметр d_ц2, центрирующего канала 28 втулки 26 равен 29, 4 мм;

- расстояние между центральными осями колонны труб 34 с муфтами и КГТ 35 составляет: А=Б=С = 85 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 34 с муфтами и КГТ 35 для этого используют предлагаемый превентор.

Фиксируют втулку 26 от вертикального и вращательного перемещения относительно корпуса 3 превентора в процессе проведения работ с превентором. Для этого втулку 26 (см. фиг. 1 и 2) сначала устанавливают в нижнюю часть осевого канала 4 превентора так, чтобы выступ 30 втулки 26 вошел в паз 31 осевого канала 4 корпуса 3 превентора, затем вворачивают направляющий штифт 29" через корпус 3 превентора в глухое отверстие 29' втулки 26. Это гарантированно обеспечивает соосность центральной оси 32 (см. фиг. 3-5): полукольцевых выборок 18' и 18'" трубных плашек 8' и 8'', полукольцевых выборок 23' и 23'" дополнительных трубных плашек 21' и 21'' и центрирующего канала 27 втулки 26, а также центральной оси 33: полукольцевых выборок 18'' и 18''" трубных плашек 8' и 8'', полукольцевых выборок 23" и 23"" дополнительных трубных плашек 21' и 21'' и центрирующего канала 28 втулки 26.

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

Далее производят последовательный или одновременный спуск колонны труб 34 (см. фиг. 1-5) с муфтами и колонны КГТ 35 через предлагаемый превентор, так как показано на фиг. 1. В процессе спуска колонну труб 34 с муфтами и КГТ 35 перемещают через вертикальный осевой канал 4 корпуса 3 (фиг. 1) в наклонную скважину, например, до достижения забоя (на фиг. 1-5 не показано), при этом втулка 26 (см. фиг. 1, 2, 5), оснащённая центрирующими каналами 27 и 28 центрирует соответственно, колонны труб 34 и 35 в процессе проведения СПО в наклонной скважине, что сокращает длительность проведения СПО в наклонной скважине.

В процессе спуска (подъёма) колонны труб 34 и 35 (см. фиг. 1-5) возможно возникновение НГВП для этого необходимо загерметизировать пространство:

- между превентором и колонной труб 34 с муфтами, эластичными уплотнителями 20' и 20"'трубных плашек 8' и 8'';

- между превентором и КГТ 35 эластичными уплотнителями 20" и 20"ʺ трубных плашек 8' и 8ʺ.

При возникновении НГВП производят герметизацию устья наклонной скважины сначала одновременно вращают:

- винтовые упоры 13' и 13ʺ на 5-6 оборотов по часовой стрелке, которые взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 14' и 14ʺ, размещенными в боковых горизонтальных каналах 6' и 6ʺ. Благодаря вращению винтовых упоров 13' и 13ʺ ползуны 14' и 14ʺ продольно в пределах шпоночных пазов 15' и 15ʺ перемещаются в боковых горизонтальных каналах 6' и 6ʺ внутрь корпуса 3, а соответствующие им шпонки 16' и 16ʺ не позволяют ползунам 14' и 14ʺ радиально вращаться.

В результате полукольца 25' и 25"', находящиеся в соответствующих дополнительных трубных плашках 21' и 21'' смыкаются (зазор между полукольцами 25', 25'" и колонной труб 34 с муфтами, как указано выше составляет 6 мм) и центрируют колонну труб 34 с муфтами относительно осевого канала 4 корпуса 3 превентора с образованием диаметра D_ц1 = 115 мм (см. фиг. 4). А полукольца 25" и 25"", находящиеся в соответствующих дополнительных трубных плашках 21' и 21'', также смыкаются (диаметральный зазор между полукольцами 25'', 25''" и КГТ 29, как указано выше составляет 4 мм) и центрируют КГТ 35 относительно осевого канала 4 корпуса 3 превентора с образованием диаметра d_ц1 = 29,4 мм.

Таким образом колонна труб 34 с муфтами и КГТ 35 одновременно центрируются в осевом канале 4 корпуса 3 превентора.

Затем одновременно вращают:

- штурвалы ручных приводов 9' и 9ʺ (см. фиг. 1-2) по часовой стрелке на 5-6 оборотов через приводные штоки 10' и 10ʺ, которые воздействуют в осевом направлении на соответствующие трубные плашки 8' и 8'' с эластичными уплотнителями 20' и 20'" и трубные плашки 8' и 8ʺ с эластичными уплотнителями 20" и 20'"'. В результате трубные плашки 8' и 8'' с эластичными уплотнителями 20' и 20'" и трубные плашки 8' и 8ʺ с эластичными уплотнителями 20" и 20'"' продольно перемещаются внутрь корпуса 3. До тех пор, пока эластичные уплотнители 20', 20'ʺ и 20", 20'"', находящиеся в соответствующих трубных плашках 8' и 8" сомкнутся и охватят одновременно колонну труб 34 с муфтами по всей окружности трубы и КГТ 35 по всей окружности трубы. При этом, возникающее под трубными плашками 8' и 8ʺ давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 20' и 20'" трубных плашек 8' и 8'' к наружной поверхности колонны труб 34 с муфтами, т.е. герметизируют пространство между превентором и колонной труб 34 с муфтами, а эластичные уплотнители 20" и 20"" трубных плашек 8' и 8ʺ к наружной поверхности КГТ 35, т.е. герметизируют пространство между превентором и КГТ 35.

После ликвидации НГВП т.е. после сброса давления в скважине открывают превентор. Для этого последовательно вращают сначала:

- штурвалы ручных приводов 9' и 9ʺ против часовой стрелки на 5-6 оборотов, отводят плашечные блоки 7' и 7" с соответствующими трубными плашками 8' и 8ʺ до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 напротив боковых горизонтальных каналов 5' и 5ʺ превентора, т.е. возвращают трубные плашки 8' и 8'' с эластичными уплотнителями 20' и 20'" и трубные плашки 8' и 8ʺ с эластичными уплотнителями 20" и 20"" в положение, показанное на фиг. 1.

А затем:

- синхронно вращают винтовые упоры 13' и 13ʺ против часовой стрелки на 5-6 оборотов, которые вытягивают соответствующие выдвижные ползуны 14' и 14ʺ, отводят дополнительные трубные плашки 21' и 21ʺ до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 напротив боковых горизонтальных каналов 6' и 6ʺ превентора, т.е. возвращают дополнительные трубные плашки 21' и 21'' с полукольцами 25' и 25"' и дополнительные трубные плашки 21' и 21" с полукольцами 25'' и 25"" в положение, показанное на фиг. 1.

Эластичные уплотнители 20', 20'', 20''', 20''" выполнены из термостойкой губки ВРП-1, обеспечивающей герметичности превентора при выбросе пара в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.

Расширяются технологические возможности превентора, так как конструкция плашек превентора позволяет одновременно загерметизировать на устье наклонной (под углом до 45°) скважины СВН две колонны трубы при их одновременном спуске в наклонную скважину СВН при возникновении НГВП.

Повышается качество герметизации, спускаемых в наклонную скважину СВН последовательно или одновременно двух колонн труб при возникновении НГВП, так как при смыкании трубных (герметизирующих) и дополнительных трубных (центрирующих) плашек на устье наклонной скважины происходит одновременно центрирование двух колонн труб и равномерный охват эластичными уплотнителями герметизируемой колонны труб, поэтому гарантировано исключаются пропуски жидкости через эластичные уплотнители превентора.

Повышается безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте, связанная с потерей работоспособности превентора, так как, благодаря центрированию колонн труб в процессе их герметизации, исключается выход из строя эластичных уплотнителей до возникновения НГВП.

В 1,5 раза позволяет сократить длительность проведения СПО, так как втулка с двумя центрирующими каналами, установленная в нижнюю часть превентора, обеспечивает центрирование колонн труб в процессе их спуска позволяет исключить зацепы колонны труб на устье, заваливания колонны труб «на один бок» и тем самым ускорить процесс СПО колонн труб.

Предлагаемый превентор для скважин с двухрядной колонной труб и наклонным устьем позволяет:

- расширить технологические возможности устройства;

- повысить качество герметизации двух колонн труб при возникновении НГВП;

- повысить безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при возникновении НГВП;

- сократить длительность проведения СПО, так как в процессе проведения СПО в наклонной скважине колонны труб центрируются на устье.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте. Техническим результатом является расширение технологических возможностей устройства, повышение качества герметизации колонн труб, повышение безопасности проведения работ на устье наклонных скважин, сокращение длительности проведения спуско-подъемных операций. Превентор для скважины с двухрядной колонной труб и наклонным устьем содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены два боковых горизонтальных канала, продольные оси которых расположены перпендикулярно оси вертикального канала. В первых горизонтальных каналах с возможностью продольного перемещения установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус. При этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Во вторых горизонтальных каналах, расположенных в верхнем фланце, в герметичном исполнении снаружи ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночных пазов. Присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор. При этом эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины. Плашечные блоки с трубными плашками в первых горизонтальных каналах оснащены двумя полукольцевыми выборками с пазами, при этом в пазах полукольцевых выборок трубных плашек установлены и зафиксированы герметизирующие элементы, выполненные в виде полуколец из термостойких эластичных уплотнителей. Во вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащёнными двумя полукольцевыми выборками, в которые установлены и зафиксированы центрирующие элементы, выполненные в виде полуколец. Снизу в осевой канал превентора установлена втулка, оснащенная двумя сквозными вертикальными центрирующими каналами. Причём втулка имеет возможность фиксации от вертикального и вращательного перемещения относительно корпуса превентора. При этом центральные оси полукольцевых выборок трубных плашек и центральные оси полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек, а также центральные оси центрирующих каналов втулки расположены относительно центральной оси осевого канала корпуса эксцентрично по разные стороны от центральной оси осевого канала корпуса под углом 180° между собой и на расстояниях, обеспечивающих центрирование колонн труб относительно осевого канала корпуса превентора в наклонной скважине и герметизацию колонны труб с муфтами и колонны гибких труб при возникновении нефтегазоводопроявления. Диаметры центрирующих элементов дополнительных трубных плашек и диаметры центрирующих каналов втулки выполнены под наружные диаметры двух колонн, а диаметры центрирующих элементов дополнительных трубных плашек и центрирующих каналов, находящихся друг под другом, равны между собой. 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. 5 ил.

Превентор для скважин с двухрядной колонной труб и наклонным устьем содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены два боковых горизонтальных канала, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках, во вторых горизонтальных каналах, расположенных в верхнем фланце, в герметичном исполнении снаружи ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночных пазов, присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор, при этом эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины, отличающийся тем, что плашечные блоки с трубными плашками в первых горизонтальных каналах оснащены двумя полукольцевыми выборками с пазами, при этом в пазах полукольцевых выборок трубных плашек установлены и зафиксированы герметизирующие элементы, выполненные в виде полуколец из термостойких эластичных уплотнителей, а во вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащёнными двумя полукольцевыми выборками, в которые установлены и зафиксированы центрирующие элементы, выполненные в виде полуколец, при этом снизу в осевой канал превентора установлена втулка, оснащенная двумя сквозными вертикальными центрирующими каналами, причём втулка имеет возможность фиксации от вертикального и вращательного перемещения относительно корпуса превентора, при этом центральные оси полукольцевых выборок трубных плашек и центральные оси полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек, а также центральные оси центрирующих каналов втулки расположены относительно центральной оси осевого канала корпуса эксцентрично по разные стороны от центральной оси осевого канала корпуса под углом 180° между собой и на расстояниях, обеспечивающих центрирование двух колонн труб относительно осевого канала корпуса превентора в наклонной скважине и герметизацию колонны труб с муфтами и колонны гибких труб при возникновении нефтегазоводопроявления, при этом диаметры центрирующих элементов дополнительных трубных плашек и диаметры центрирующих каналов втулки выполнены под наружные диаметры двух колонн, а диаметры центрирующих элементов дополнительных трубных плашек и центрирующих каналов, находящихся друг под другом, равны между собой, причём 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.