Противовыбросовое устройство для скважин с наклонным устьем
BLOW OUT PREVENTOR FOR WELLS WITH INCLINED MOUTH

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) на скважинах сверхвязкой нефти (СВН) с наклонным устьем, в том числе с двухрядной колонной труб.
Противовыбросовый плашечный превентор (патент RU № 2214499, МПК Е21В 33/06, опубл. 20.10.2003), включающий корпус со стволовым вертикальным каналом и плашечным каналом с уплотнительными элементами, с двух сторон от которых предусмотрены крышки и приводы, при этом плашечный канал имеет круглое сечение. Превентор дополнительно содержит полый сменный элемент в виде открытой цилиндрической вставки со сквозными отверстиями в боковой цилиндрической поверхности, установленной в расточке плашечного канала сквозными отверстиями соосно со стволовым вертикальным каналом, при этом на наружной боковой цилиндрической поверхности сменного элемента вдоль его направляющих с двух сторон от стволового вертикального канала предусмотрены гнезда под уплотнительные элементы, а внутренняя поверхность цилиндрической вставки контактирует с плашками.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, низкая надёжность работы герметизирующего узла (уплотнительных элементов плашек) при работе в скважинах СВН с наклонным устьем (под углом от 40° до 60°), вследствие их износа и повреждения. Это обусловлено тем, что в процессе проведения спуско-подъёмных операций (СПО) в скважине колонна труб «лежит» на устье, а следовательно, и на корпусе устройства, поэтому при проведении СПО с колонной труб в наклонной скважине СВН происходит односторонний износ, порезы повреждения муфтой колонны труб уплотнительных элементов, что в конечном счёте приводит к выходу из строя устройства;
- во-вторых, низкое качество герметизации, обусловленное невозможностью плотно загерметизировать колонну труб на устье скважины вследствие отсутствия центровки уплотнительных элементов герметизирующего узла устройства относительно оси герметизируемой колонны труб, поэтому пропуски жидкости через герметизирующий узел устройства начинаются уже при низких давлениях (0,5-1 МПа);
- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН в критической ситуации при возникновении НГВП, а также неудобства, связанные с необходимостью наклонять превентор на нужный угол с последующей герметичной стыковкой нижнего фланца с опорным фланцем устьевой арматуры в аварийном режиме;
- в-четвёртых, не универсальность конструкции устройства при проведении СПО с колоннами труб в наклонной скважине СВН. Это обусловлено тем, что опорные фланцы устьевых арматур наклонных скважин СВН имеют различные типоразмеры (присоединительные и герметизирующие). Например, арматура одноствольная двухрядная (АОД) или арматура устьевая двуствольная (АУД). Поэтому для крепления устройства нижним фланцем на опорном фланце наклонной скважины СВН необходимо использовать переходные катушки с различными присоединительными и герметизирующими размерами;
- в-пятых, ограниченные технологические возможности, поскольку устройство не позволяет производить технологические операции (промывка, очистка наружной поверхности колонны труб от парафиновых отложений) в скважине как в процессе спуска, так и после спуска колонны труб в наклонную скважину;
- в-шестых, увеличивается продолжительность ремонта из-за кратного в 2-3 раза сокращения скорости проведения СПО. Это обусловлено тем, что колонна труб лежит на корпусе устройства в процессе проведения СПО. Установка дополнительного устройства - спайдера над устройством частично позволяет исключить контакт колонны труб с герметизирующим узлом устройства, но полностью не устраняет контакт вследствие осевого перекоса колонны труб относительно оси устройства, при этом увеличивается металлоёмкость и высота устьевой арматуры применяемой при ремонте скважины;
- в-седьмых, эластичные (уплотнительные) элементы устройства не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является превентор плашечный (патент RU № 2632721, МПК Е21В 33/06, опубл. 09.10.2017), содержащий верхний и нижний фланцы, жестко соединённые 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 корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Нижние глухие плашки, размещенные в плашечном блоке, непосредственно перекрывают вертикальный осевой канал корпуса, причем их корпуса являются корпусами плашечных блоков, корпуса верхних трубных плашек в поперечном сечении имеют прямоугольную форму и размещены в прямоугольных выемках корпусов нижних плашек с возможностью перемещения, при этом эластичные уплотнители размещены в фигурных пазах, выполненных в корпусах плашек, а продольные оси приводных штоков плашек разнесены относительно друг друга в вертикальной диаметральной плоскости и взаимодействуют с двумя резьбовыми отверстиями крышки.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, низкая надёжность работы герметизирующего узла (уплотнительных элементов плашек) при работе в скважинах СВН с наклонным устьем (под углом от 40° до 60°), вследствие их износа и повреждения. Это обусловлено тем, что в процессе проведения СПО в скважину колонна труб «лежит» на устье, а, следовательно, и на корпусе устройства, поэтому при проведении СПО в наклонной скважине СВН происходит односторонний износ колонны труб, порезы, повреждения муфтой колонны труб уплотнительных элементов, что в конечном счёте приводит к выходу из строя устройства;
- во-вторых, низкое качество герметизации, обусловленное невозможностью плотно загерметизировать колонну труб на устье скважины вследствие отсутствия центровки уплотнительных элементов герметизирующего узла устройства относительно оси герметизируемой колонны труб, поэтому пропуски жидкости через герметизирующий узел устройства начинается уже при низких давлениях (0,5-1 МПа);
- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН, а также в критической ситуации при возникновении НГВП, связанная с необходимостью наклонять превентор на нужный угол с последующей герметичной стыковкой нижнего фланца с опорным фланцем устьевой арматуры в аварийном режиме;
- в-четвёртых, не универсальность конструкции устройства при проведении СПО с колоннами труб в наклонной скважине СВН. Это обусловлено тем, что опорные фланцы устьевых арматур наклонных скважин СВН имеют различные типоразмеры (присоединительные и герметизирующие). Например, АОД или АУД. Поэтому для крепления устройства нижним фланцем на опорном фланце наклонной скважины СВН необходимо использовать переходные катушки с различными присоединительными и герметизирующими размерами;
- в-пятых, ограниченные технологические возможности, поскольку устройство не позволяет производить технологические операции (промывка, очистка наружной поверхности колонны труб от парафиновых отложений) в скважине как в процессе спуска, так и после спуска колонны труб в наклонную скважину;
- в-шестых, увеличивается продолжительность ремонта из-за кратного в 2-3 раза сокращения скорости проведения СПО. Это обусловлено тем, что колонна труб лежит на корпусе устройства в процессе проведения СПО. Установка дополнительного устройства - спайдера над устройством частично позволяет исключить контакт колонны труб с герметизирующим узлом устройства, но полностью не устраняет контакт вследствие осевого перекоса колонны труб относительно оси устройства, при этом увеличивается металлоёмкость и высота устьевой арматуры, применяемой при ремонте скважины;
- в-седьмых, эластичные (уплотнительные) элементы устройства не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С.
Техническими задачами изобретения являются повышение надёжности работы устройства и качества герметизации колонны труб, безопасности проведения работ при возникновении НГВП на устье наклонной скважины СВН и удобства, а также универсализация конструкции противовыбросового устройства для устьевых арматур наклонных скважин СВН, расширение технологических возможностей устройства, а также сокращение продолжительности ремонта и обеспечение герметичности устройства в случае выброса пара.
Поставленные технические задачи решаются противовыбросовым устройством для скважин с наклонным устьем, содержащим верхний и нижний фланцы, жестко соединённые 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 корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках.
Новым является то, что верхняя часть осевого канала корпуса оснащена конической посадочной поверхностью, сужающейся сверху вниз, в которую установлена верхняя сменная центрирующая втулка, выполненная в виде двух полуколец, оснащённых наружными кольцевыми выборками, при этом в верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы круглой формы в поперечном сечении, снаружи в горизонтальные каналы верхнего фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальном канале, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и фиксации фигурными пазами ползунов за наружные кольцевые выборки верхней сменной центрирующей втулки от осевого перемещения её вверх, при этом снизу корпус оснащен нижним сменным центратором с внутренними переточными каналами и наружной цилиндрической проточкой для фиксации нижнего сменного центратора в осевом канале корпуса устройства стопорными винтами, установленными в сквозные отверстия, выполненные в корпусе, при этом длина наружной кольцевой выборки полуколец верхней сменной центрирующей втулки меньше кольцевого зазора между осевым каналом корпуса и муфтой герметизируемой колонны труб при смыкании между собой полуколец верхней сменной центрирующей втулки, а верхний и нижний торцы верхней сменной центрирующей втулки и нижнего сменного центратора оснащены фасками под углом 45° внутрь, снаружи на корпусе напротив центра тяжести устройства жестко закреплена первая грузоподъёмная проушина, а вторая грузоподъёмная проушина крепится под углом 180° по отношению друг к другу с возможностью смещения относительно друг от друга в вертикальной плоскости в зависимости от угла наклона скважины, причём нижний фланец соединён с корпусом устройства резьбовым соединением и выполнен сменным, а присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца выполняют соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на который крепится устройство, причём эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины, а верхняя сменная центрирующая втулка и нижний сменный центратор выполнены из баббитового сплава.
На фиг. 1 схематично изображено устройство в продольном разрезе в процессе СПО колонны труб в исходном положении.
На фиг. 2 изображено сечение А-А верхней сменной центрирующей втулки.
На фиг. 3 изображено сечение Б-Б устройства.
На фиг. 4 схематично изображено устройство в продольном разрезе в процессе СПО колонны труб в рабочем положении.
На фиг. 5 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе при проведении технологической операции.
Противовыбросовое устройство предназначено для предупреждения и ликвидации НГВП на скважинах СВН и устанавливается на наклонном устье скважины при проведение СПО с колоннами труб.
n
Противовыбросовое устройство для скважин с наклонным устьем содержит верхний 1 (фиг. 1, 4, 5) и нижний фланцы 2'…2, например: 2' и 2'', имеющие возможностью поочередного соединения с корпусом 3 резьбовым соединением. Корпус 3 оснащен вертикальным круглым осевым каналом 4. Относительно осевого канала 4 корпуса 3 симметрично расположены два боковых горизонтальных канала 5', 5'' и 6', 6''. Продольные оси боковых горизонтальных каналов 5' и 5'' и 6' и 6'' расположены перпендикулярно оси вертикального канала 4.
В первых горизонтальных каналах 5' и 5'', выполненных в корпусе 3 с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки 7' и 7'', в которых размещены трубные плашки 8' и 8'', снабженные соответственно эластичными уплотнителями 9' и 9''. Также в боковых горизонтальных каналах 5' и 5'' установлены ручные приводы 10' и 10'' управления трубными плашками 8' и 8'', включающие приводные штоки 11' и 11''соответствующих трубных плашек 8' и 8'', соответственно имеющие резьбовые соединения 12' и 12'' для взаимодействия с крышками 13' и 13''.
Крышки 13' и 13'' ввернуты в корпус 3. Полости корпуса 3 плашечных блоков 7' и 7'' в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители 9' и 9'' размещены в пазах (на фиг. 1, 4,5 не показано), выполненных в трубных плашках 8' и 8'' (фиг. 1). Верхняя часть осевого канала 4 корпуса 3 оснащена конической посадочной поверхностью 14, например, с углом α = 6°, сужающейся сверху вниз, в которую установлена верхняя сменная центрирующая втулка 15 (фиг. 1, 2).
Коническая посадочная поверхность 14 (фиг. 1) позволяет исключить осевое перемещение вниз верхней сменной центрирующей втулки 15 относительно осевого канала 4 корпуса 3.
Вторые горизонтальные каналы 6' и 6'' выполнены в верхнем фланце 1 и имеют круглую форму в поперечном сечении. Снаружи в горизонтальные каналы 6' и 6'' верхнего фланца 1 в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры 16' и 16''. Винтовые упоры 16' и 16'' (на фиг. 1, 4 показано условно) взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 17' и 17'' (фиг. 1, 4,5) цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальных каналах 6' и 6'' (фиг. 1). Выдвижные ползуны 17' и 17'' оснащены соответственно шпоночными 18' и 18'' и фигурными пазами 19' и 19''. Верхний фланец 1 оснащён шпонками 20' и 20'', установленными в соответствующие шпоночные пазы 18' и 18'' выдвижных ползунов 17' и 17''.
вц1(2).
Верхняя сменная центрирующая втулка 15 (фиг. 1, 2) выполнена в виде двух полуколец 21' и 21'' (фиг. 2) с внутренним центрирующим диаметром – D Полукольца 21' и 21'' оснащены радиальными наружными кольцевыми выборками 22' и 22'' (фиг. 1, 2), соответственно.
Выдвижные ползуны 17' и 17'' имеют возможность радиального перемещения в пределах соответствующих шпоночных пазов 18' и 18'' и фиксации фигурными пазами 19' и 19'' ползунов 17' и 17'' за соответствующие наружные кольцевые выборки 22' и 22'' верхней сменной центрирующей втулки 15 от осевого перемещения её вверх. Фигурные пазы имеют форму, например, прямоугольника.
нц1
2
вц1(2)
нц1(2)
Снизу корпус 3 оснащен нижним сменным центратором 23 с внутренними переточными каналами 24, как минимум два переточных канала, например, в количестве 6 штук с внутренним диаметром D(), при этом D= D.
Переточные каналы 24 снижают сопротивление движению жидкости при проведении СПО.
Нижний сменный центратор 23 оснащён наружной цилиндрической проточкой 25 для фиксации нижнего сменного центратора 23 в осевом канале 4 корпуса 3 стопорными винтами 26, например, в количестве трех штук. Нижний сменный центратор 23 установлен в осевом канале 4 корпуса 3 устройства герметично с помощью уплотнительных колец (на фиг. 1, 4,5 показано условно).
В процессе работы устройства герметизируемая колонна труб 27 с муфтами 28 проходит через осевой канал 4 корпуса 3 противовыбросового устройства.
Нижние сменные фланцы 2' и 2'' имеют возможность поочередного соединения с корпусом 3 противовыбросовое устройство. Нижние фланцы 2' и 2'' оснащены внутренним резьбовым соединением 29, например, марки ОТТМ-219 по ГОСТ 632-80.
ф1
ф2
мц1
мц2
01
02
к1
к2
Нижние сменные фланцы 2' и 2'' выполнены, соответственно, со сменным наружным диаметром D, и D(фиг. 1 и 4), при этом присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца 2' и 2'' соответствуют тому опорному фланцу устьевой арматуры, на который крепится противовыбросовое устройство, т.е. межцентровые диаметры - Dи D, диаметры крепёжных отверстий dи d, а также диаметры – D и D канавки 30 под герметизирующее кольцо (на фиг. 1-4 не показано) и её размеры соответствуют размерам опорного фланца устьевой арматуры (на фиг. 1-4 не показано), на которой крепится устройство.
Первые боковые горизонтальные каналы 5' и 5'', выполненные в корпусе 3, и вторые горизонтальные каналы 6' и 6'', выполненные в верхнем фланце 1, могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1, 4), так и повернуты на 90° относительно друг друга (на фиг. 1, 4 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 9' и 9'', 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.
1
2
При проведении СПО с колонной труб 27 в плашечных блоках 7' и 7'' (фиг. 1) устройства размещены соответствующие трубные плашки 8' и 8'', снабженные эластичными уплотнителями 9' и 9'' для герметизации колонны труб с соответствующим диаметром – dили dприменяемой колонны труб 27.
С целью исключения снижения скорости проведения СПО с колонной труб 27 нижний и верхний торцы верхней сменной центрирующей втулки 15 и нижнего 23 сменного центратора внутри оснащены фаской под углом 45° (фиг.1). Опытным путем установлено, что угол 45° оказывает минимальное сопротивление перемещению колонны труб 27 в процессе СПО, а также исключается контакт муфт 28 с эластичными уплотнителями 9' и 9'' соответствующих плашек 8' и 8''.
Верхняя сменная центрирующая втулка 15 и нижний 23 сменный центратор позволяют повысить точность центровки противовыбросового устройства относительно оси герметизируемой колонны труб 27, что позволяет повысить качество герметизации.
Отсутствие в процессе проведения СПО контакта между муфтами 28 колонны труб 27 с эластичными уплотнителями 9' и 9'' соответствующих плашек 8' и 8'' устройства позволяет увеличить срок службы эластичных уплотнителей 9' и 9'', что повышает надёжность устройства в работе.
Переточные каналы 24 снижают сопротивление движению жидкости при проведении СПО с колонной труб 27.
Герметичность в боковых горизонтальных каналах 5' и 5'' и 6' и 6'' в процессе работы устройства обеспечивают уплотнительные кольца (на фиг. 1-5 показаны условно).
Также устройство оснащено грузоподъёмными проушинами 31 и 32 (фиг. 1, 4 и 5) установленными на корпусе 3 под углом 180° по отношению друг к другу с возможностью смещения относительно друг от друга в вертикальной плоскости на ступенчато регулируемое расстояние L в зависимости от угла наклона скважины от 40 до 60°.
Грузоподъёмная проушина 32 жёстко закреплена на корпусе 3 напротив центра тяжести устройства, например, с помощью сварного соединения. Грузоподъёмная проушина 31 имеет возможность ступенчатого осевого перемещения вверх относительно грузоподъёмной проушины 32 и крепления с помощью болтов (на фиг. 1, 4 и 5 показаны условно) на корпусе 3 (фиг. 1, 4 и 5) устройства, за счёт чего в зависимости от угла наклона опорного фланца устьевой арматуры наклонной скважины обеспечивается поворот устройства при подъёме его тросом грузоподъемного механизма (на чертежах не показан) за грузоподъёмные проушины 31 и 32 на требуемый угол от 40 до 60° (см. таблицу).
Таблица
Угол наклона устьевой арматуры скважины относительно земной поверхности, °
40
45
50
55
60
Расстояние между грузоподъёмными проушинами L, мм
200
175
150
125
100
Например, при угле наклона опорного фланца (на чертежах не показан) устьевой арматуры равном 45° согласно таблицы грузоподъёмную проушину 31 крепят болтами на корпусе 3 устройства на расстоянии L = 175 мм относительно неподвижной грузоподъёмной проушины 32. Если угол наклона устьевой арматуры скважины точно не соответствует указанным в таблице значениям, то его округляют до ближайшего значения L, например, при угле наклона 52° выбирают значение L = 150 мм.
Возможность перестановки грузоподъёмной проушины в зависимости от угла наклона скважины значительно облегчает процесс стыковки противовыбросового устройства с опорным фланцем устьевой арматуры и сокращает время монтажа/демонтажа устройства при его установке на опорном фланце устьевой арматуры, особенно в критической ситуации при возникновении НГВП.
Также устройство оснащено грузоподъёмными проушинами 31 и 32 (фиг. 1, 4 и 5) установленными на корпусе 3 под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением относительно друг от друга в вертикальной плоскости на расстояние L, например, равным 150 мм. Например, центр тяжести устройства находится на уровне проушины 32. На корпусе 3 жестко, например, с помощью сварного соединения закреплена грузоподъёмная проушина 32 напротив центра тяжести устройства, а грузоподъёмная проушина 31 также жёстко закреплена на корпусе 3, как указано выше на расстоянии, равном - L = 150 мм, полученном опытным путем. Это обеспечивает поворот устройства при подъёме его тросом грузоподъемного механизма (на фиг. 1-5 не показано) за грузоподъёмные проушины 31 и 32 на требуемый угол, равный 45°.
При угле наклона опорного фланца (на фиг. 1-5 не показано) устьевой арматуры отличного от 45° опытным путем подбирают расстояние - L - между грузоподъёмными проушинами 31 и 32 (фиг. 1 и 2) устройства и жёстко крепят их на корпусе 3 устройства. Это значительно облегчает процесс стыковки противовыбросового устройства с опорным фланцем устьевой арматуры и сокращает время монтажа/демонтажа устройства при его установке на опорном фланце устьевой арматуры, особенно в критической ситуации при возникновении НГВП.
Предлагаемое противовыбросовое устройство работает следующим образом.
Залежь СВН разрабатывают добывающими и паронагнетательными горизонтальными скважинами с наклонным под углом 45° устьем, причём опорные фланцы устьевых арматур таких скважин имеют различные типоразмеры, на которые необходимо крепить устройство.
Количество сменных нижних фланцев устройства зависит от типоразмеров опорных фланцев устьевых арматур, на которые будут крепиться нижние фланцы в процессе работы устройства. Нижние сменные фланцы имеют одинаковый типоразмер внутренней резьбы, соответствующий резьбе 29, нарезанной на нижнем конце корпуса 3 (как указано выше резьба ОТТМ 219).
1
2
Например, рассмотрим работу устройства при проведении последовательных СПО в наклонной скважине с двухрядными колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) 27 (например, сначала проводят работы с НКТ d = 89 мм, а затем с НКТ d= 60 мм) в наклонной скважине СВН с применением как описано выше соответствующих двух нижних фланцев 2' и 2'', крепящихся на различных опорных фланцах устьевых арматур. Сначала на базе производственного обслуживания изготавливают нижние фланцы 2' и 2''.
Присоединительные и герметизирующие размеры нижних фланцев 2' и 2'' выполняют соответствующими тем опорным фланцам устьевой арматуры (на фиг. 1-4 не показано), на которых будет крепиться устройство.
1
ф1
мц1
о1
к1
Например, для колонны труб d = 89 мм (фиг. 1) нижний фланец 2': наружный диаметр фланца – D = 380 мм, межцентровой диаметр – D = 300 мм и диаметры крепёжных отверстий – d = 24 мм, а диаметр – D = 280 канавки 30 под герметизирующее кольцо (на фиг. 1-4 не показано) и её размеры.
2
ф2
мц2
о2
к2
Например, для колонны труб d = 60 мм (фиг. 4) нижний фланец 2'': наружный диаметр фланца – D = 250 мм межцентровой диаметр – D = 200 мм и диаметры крепёжных отверстий – d = 16 мм, а диаметр – D = 150 канавки 30 под герметизирующее кольцо (на фиг. 1-4 не показано) и её размеры.
1
ф1
Сначала рассмотрим работу устройства при проведении СПО в наклонной скважине СВН с применением колонны труб 27 (фиг. 1) диаметром d= 89 мм с нижним фланцем 2' (диаметр D = 380 мм), соответствующим типоразмеру опорного фланца устьевой арматуры (на фиг. 1-5 не показано).
вц1
нц1
вц1
нц1
м1
m1
Для обеспечения надёжности работы оборудования путём повышения точности центровки герметизируемой колонны труб 27 относительно эластичных уплотнителей 9' и 9'' диаметры верхней сменной центрирующей втулки 15 и нижнего сменного центратора 23, соответственно, D и D равны между собой (D = D), но больше диаметра муфты D герметизируемой колонны труб на величину 2 · ∆d = 2 · 6 = 12 мм, т.е. кольцевой зазор между муфтой 28 колонны труб 27 и верхним сменным центратором 15 (нижним сменным центратором 23) противовыбросового устройства.
1
м1
Так как по ГОСТ 633-80, если герметизируемая колонна труб 27 имеет диаметр d= 89 мм, а диаметр её муфты D = 108 мм, то внутренние диаметры верхней сменной центрирующей втулки 15 и нижнего сменного центратора 23 соответственно:
вц1
нц1
м1
m1
D= D= D + 2 · ∆d = 108 мм + (6 мм·2) = 120 мм,
м1
1
где, D – наружный диаметр муфты колонны труб диаметра d = 89 мм, мм;
m1
1
m1
∆d– кольцевой зазор между осевым каналом 4 корпуса 3 и муфтой 28 герметизируемой колонны труб 27 диаметром d = 89 мм при смыкании между собой полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15, как указано выше ∆d= 6 мм;
вц1
нц1
D= D - внутренние диаметры верхней сменной центрирующей втулки 15 и нижнего сменного центратора 23, мм.
к1
1
Тогда кольцевой зазор ∆d - между осевым каналом 4 корпуса 3 и герметизируемой колонны труб 27 диаметром d = 89 мм при смыкании между собой полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15 составляет:
к1
м1
1
m1
∆d = (D – d) / 2 + ∆d = (108 мм - 89 мм) / 2 + 6 мм·= 15,5 мм.
к1
С целью возможности установки полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15 в коническую поверхность 14 при пропущенной через осевой канал 4 корпуса 3 устройства герметизируемой колонны труб 27 длина – а - наружной кольцевой выборки 22' и 22'' соответствующих полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15 должны быть меньше величины кольцевого зазора ∆d при смыкании между собой полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15, например, на 5,5 мм.
Тогда длину - а - радиальной наружной кольцевой выборки 22' и 22'' соответствующих полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15 выполняют:
к1
а= ∆d – 5,5 мм = 15,5 мм – 5,5 мм = 10 мм.
Выполнение данного условия позволяет устанавливать верхнюю сменную центрирующую втулку 15 в устройство, когда герметизируемая колонна труб 27 находится в осевом канале 4 корпуса 3, что повышает возможность универсализации устройства.
На устье наклонной скважины сначала устанавливают сменный нижний центратор 23 (фиг. 1 и 3) в нижнюю часть корпуса 3. Для этого вворачивают стопорные винты 26 через корпус 3 до взаимодействия с наружной цилиндрической проточкой 25 сменного нижнего центратора 23. Таким образом, фиксируют сменный нижний центратор 23 в проходном канале 4 корпуса устройства от осевого перемещения в процессе проведения СПО.
Затем в конусную поверхность 14 (фиг. 1 и 2) осевого канала 4 корпуса 3 устанавливают до сопряжения торцами два полукольца 21' и 21'' верхнюю сменную центрирующую втулку 15. Далее синхронно на 5-6 оборотов по часовой стрелке вращают винтовые упоры 16' и 16'', которые взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 17' и 17'' цилиндрической формы, размещёнными в боковых горизонтальных каналах 6' и 6''. Благодаря вращению винтовых упоров 16' и 16'' ползуны 17' и 17'' совершают радиальное перемещение в боковых горизонтальных каналах 6' и 6'' внутрь корпуса 3 на пределах шпоночных пазов 18' и 18'', а соответствующие им шпонки 20' и 20'' не позволяют ползунам 17' и 17'' радиально вращаться. В результате фигурные пазы 19' и 19'' соответствующих ползунов 17' и 17'', не имеющие возможность кругового вращения, радиально смещают полукольца 21' и 21" навстречу друг другу до взаимодействия их торцов. В результате верхняя сменная центрирующая втулка 15 фиксируется в конической посадочной поверхности 14, при этом радиальные наружные кольцевые выборки 22' и 22" длиной: а = 18 мм соответствующих полуколец 21' и 21" фиксируются фигурными пазами пазы 19' и 19'' и предохраняют верхнюю сменную центрирующую втулку 15 от перемещения вверх относительно осевого канала 4 корпуса 3 устройства.
Верхняя сменная центрирующая втулка 15 готова к работе.
ф1
На нижний конец корпуса 3 (фиг. 1) устройства посредством резьбового соединения наворачивают нижний фланец 2': (наружный диаметр фланца – D = 380 мм). Затем устройство нижним фланцем крепят с помощью шпилек (на фиг. 1-5 не показано) на опорном фланце наклонного устья скважины.
n
При монтаже устройства нижним фланцем 2' …2на опорный фланец наклонного устья скважины используют подъёмную установку с наклонной мачтой, например, «К-54», предназначенную для освоения после бурения и ремонта горизонтальных скважин с наклонным устьем. Установка произведена компанией «NationalOilWellVarco».
В процессе проведения СПО с колонной труб 27 возникает НГВП для этого необходимо загерметизировать пространство между корпусом 3 устройства и колонной труб 27 эластичными уплотнителями 9' и 9'' трубных плашек 8' и 8'', а также принять необходимые технологические меры по ликвидации выбросовых явлений, т.е. перекрыть внутреннее пространство колонны труб 27.
Для герметизации устья скважины, со спущенной, колонной труб 27 вращают штурвалы ручных приводов 10' и 10'' (фиг. 4) по часовой стрелке на 5-6 оборотов через приводные штоки 11' и 11'', которые воздействуют в осевом направлении на соответствующие трубные плашки 8' и 8'' с эластичными уплотнителями 9' и 9''. В результате трубные плашки 8' и 8'' с эластичными уплотнителями 9' и 9'' радиально перемещаются внутрь, а эластичные уплотнители 9' и 9'' охватывают колонну 27 по всей её окружности. Возникающее под трубными плашками 8' и 8'' давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 9' и 9'' трубных плашек 8' и 8'' к наружной поверхности колонны труб 27, т.е. герметизируют пространство между корпусом 3 устройства и колонной труб 27.
Положение трубных плашек 8' и 8'' контролируют по ввернутому положению штурвалов ручных приводов 10' и 10''.
Для перекрытия внутреннего пространства колонны труб 27 на устье наклонной скважины на верхний конец колонны труб 27 после демонтажа верхней сменной центрирующей втулки 15 наворачивают технологическую вставку 33.
Технологическая вставка предназначена для перекрытия внутренней полости герметизируемой колонны труб 27 и проведения технологической операции в скважине с пластом (на фиг. 1-5 не показано).
Технологическая вставка 33 (фиг. 5) представляет собой тройник с шаровыми кранами 34 и 35. Далее в конусную поверхность 14 (фиг. 5) осевого канала 4 корпуса 3 устанавливают технологическую вставку 33. Далее синхронным вращением на 5-6 оборотов по часовой стрелке винтовых упоров 16' и 16'', фиксируют технологическую вставку 33 от перемещения вверх относительно осевого канала 4 корпуса 3 устройства. Поворотом рукояток на угол 90°, например, по часовой стрелке (на фиг. 1-5 не показано) перекрывают шаровые краны 34 (фиг. 5) и 35 технологической вставки 33. В результате герметизируется внутреннее пространство колонны труб 27 и ликвидируется НГВП.
После ликвидации НГВП т.е. после сброса давления в скважине открывают устройство (разгерметизируют пространство между устройством и колонной труб 27) и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 27.
Сначала открывают устройство. Для этого вращением штурвалов ручных приводов 10' и 10'' против часовой стрелки на 5–6 оборотов отводят трубные плашки 8' и 8'' до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 устройства, т.е. возвращают трубные плашки 8' и 8'' с эластичными уплотнителями 9' и 9'' в положение, показанное на фиг. 1. Далее поворотом рукоятки шарового крана 35 против часовой стрелки на угол 90° открывают шаровой кран 35. При наличии продолжающегося выброса НГВП закрывают шаровой кран 35. Обвязывают верхний конец шарового крана 34 с насосным агрегатом, открывают шаровой кран 34 и производят работы с пластом с целью устранения НГВП, т.е. производят закачку жидкости глушения в пласт с целью предотвращения продолжающего НГВП, затем демонтируют насосный агрегат.
Убедившись в отсутствии выброса НГВП по колонне труб 27 на устье скважины путем открытия шаровых кранов 34 или 35, отворачивают технологическую вставку 33 с верхнего конца колонны труб 27 и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 27.
После спуска колонны труб диаметром 89 мм демонтируют устройство с опорного фланца устьевой арматуры (отворачивают шпильки, крепящие нижний фланец 2' к опорному фланцу), а затем снимают нижний фланец 2' с опорного фланца наклонного устья скважины.
Далее на опорный фланец наклонного устья скважины крепят трубодержатель длинной колонны труб (на фиг. 1-5 не показано).
2
ф2
1
Далее проводят работу с устройством при проведении СПО в наклонной скважине СВН с применением колонны труб 27 (фиг. 5) диаметром d = 60 мм и нижним фланцем 2'' (диаметр D = 250 мм) с установкой и креплением трубодержателя длинной колонны труб НКТ d = 89 мм (на фиг. 1-4 не показано). на опорный фланец устьевой арматуры.
вц2
нц2
вц2
нц2
м2
m2
Для обеспечения надёжности работы оборудования путём повышения точности центровки герметизируемой колонны труб 27 (фиг. 4) относительно эластичных уплотнителей 9' и 9'' диаметры верхней сменной центрирующей втулки 15 и нижнего 23 сменного центратора, соответственно, D и D равны между собой (D = D), но больше диаметра муфты D герметизируемой колонны труб 27 на величину 2 · ∆d= 2 · 6 = 12 мм, т.е. зазор кольцевой зазор между муфтой 28 колонны труб 27 и верхней сменной центрирующей втулкой 15 (нижним сменным центратором 23) противовыбросового устройства.
2
м2
Так как по ГОСТ 633-80, если герметизируемая колонна труб 27 имеет диаметр d= 60 мм, а диаметр её муфты D = 73 мм, то внутренние диаметры верхней сменной центрирующей втулки 15 и нижнего сменного центратора 23 соответственно:
вц2
нц2
м2
m2
D= D= D + 2·∆d = 73 мм + (6 мм·2) = 85 мм,
м2
2
где, D – наружный диаметр муфты колонны труб диаметр d, мм;
m2
2
m2
∆d– кольцевой зазор между осевым каналом 4 корпуса 3 и муфтой 28 герметизируемой колонны труб 27 диаметром d = 60 мм при смыкании между собой полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15, как указано выше ∆d= 6 мм;
вц2
нц2
D= D - внутренние диаметры верхней сменной центрирующей втулки
15 и нижнего сменного центратора 23, мм.
к2
2
Тогда кольцевой зазор ∆d - между осевым каналом 4 корпуса 3 и герметизируемой колонны труб 27 диаметром d = 60 мм при смыкании между собой полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15 составляет:
к2
м2
2
m2
∆d = (D – d)/2 + ∆d = (73 мм-60 мм)/2 + 6 мм = 12,5 мм.
к2
1
2
С целью возможности установки полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15 в коническую поверхность 14 при пропущенной через осевой канал 4 корпуса 3 устройства герметизируемой колонны труб 27 длины – а - наружной кольцевой выборки 22' и 22'' соответствующих полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15 должны быть меньше величины кольцевого зазора ∆d при смыкании между собой полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15. Для надежной фиксации верхней сменной центрирующей втулки 15 фигурными пазами пазы 19' и 19'' длина а = 10 мм кольцевых выбор 22' и 22'' для колонн труб d= 89 мм и  d= 60 мм выполняют одинаковыми.
2
Тогда длина – а - радиальной наружной кольцевой выборки 22' и 22'' соответствующих полуколец 21' и 21'' верхней сменной центрирующей втулки 15 выполняют меньше величины кольцевого зазора ∆dк на величину:
к2
∆d - а= 12,5 мм – 10 мм = 2,5 мм.
1
2
Далее проводят работы аналогично как описано выше с колонной труб d= 89 мм, начиная с установки на устье наклонной скважины сменного нижнего центратора 23 (фиг. 1 - 5) в нижнюю часть корпуса 3 устройства. Далее с помощью наклонной мачты «К-54» проводят СПО с колонной труб НКТ d= 60 мм. По окончании работ демонтируют устройство с нижним фланцем 2'' с устья наклонной скважины.
Для проведения технологической операции, например, закачки жидкости глушения в пласт и остановки продолжающегося НГВП заменяют верхнюю сменную центрирующую втулку 15 на технологическую вставку 33.
Это расширяет технологические возможности устройства и позволяет производить технологические операции в скважине как в процессе спуска, так и после спуска колонны труб 27 в наклонную скважину.
Повышается надёжность работы герметизирующего узла (эластичных уплотнителей трубных плашек) при работе в скважинах СВН с наклонным устьем, вследствие исключения износа и повреждения эластичных уплотнителей. Это достигается благодаря наличию верхней сменной центрирующей втулки и нижнего сменного центратора, подобранных в зависимости от диаметра спускаемой трубы, что исключает выход из строя устройства при его работе на скважине СВН с наклонным устьем. А изготовление верхней сменной центрирующей втулки 15 и нижнего 23 сменного центратора из баббитового сплава повышает износостойкость последних в условиях повышенного трения с колонной труб и муфтами в скважинах СВН с наклонным устьем, что также положительно влияет на надёжность работы устройства.
Повышается качество герметизации колонны труб, вследствие установки верхней сменной центрирующей втулки и нижнего сменного центратора в составе устройства выше и ниже эластичных уплотнителей, что обеспечивает высокую точность центровки эластичных уплотнителей герметизирующего узла устройства относительно оси герметизируемой колонны труб, поэтому гарантировано исключаются пропуски жидкости через герметизирующий узел устройства скважинах СВН с наклонным устьем.
Повышается безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте при возникновении НГВП так как исключена потеря работоспособности устройства из-за надёжной работы герметизирующего узла не зависящего от угла наклона скважины на устье.
Предлагаемое устройство имеет универсальную конструкцию, благодаря наличию сменных нижних фланцев, позволяющих закрепить устройство на различных типоразмерах опорных фланцев без применения переходных катушек.
Сокращается продолжительность ремонта из-за увеличения скорости проведения СПО в скважинах СВН с наклонным устьем. Это обусловлено тем, что верхние и нижние торцы верхней сменной центрирующей втулки и нижнего сменного центратора оснащены фасками с углом 45° внутрь, что оказывает минимальное сопротивление перемещению колонны труб.
Верхняя сменная центрирующая втулка 15, нижний сменный центратор 23 и технологическая вставка 33 в данном устройстве выполняют роль подшипников скольжения и выполнены из баббитового сплава. Например, из сплава марки Б85 по ГОСТ 1320-74. Баббитовый сплав обладает низким коэффициентом трения, пластичностью, хорошей прирабатываемостью и износостойкостью, поэтому выполнение верхней сменной центрирующей втулки 15, нижнего сменного центратора 23, технологической вставки 33 из баббитового сплава, позволяет повысить надёжность работы устройства.
Наличие в составе устройства верхней сменной центрирующей втулки и нижнего сменных центратора в процессе проведения СПО в скважине с наклонным устьем позволяют повысить точность центровки колонны труб относительно противовыбросового устройства, тем самым исключить контакт спускаемой колонны труб и её муфт как с эластичными уплотнителями 9' и 9'', так и осевым каналом 4 корпуса 3 устройства, и тем самым производить СПО с колоннами труб без потери скорости.
Повышается удобство установки устройства на опорный фланец скважины с наклонным устьем, так по прототипу при установке устройства на опорный фланец скважины с наклонным устьем необходимо вручную наклонять устройство на нужный угол для стыковки его нижнего фланца с опорным фланцем устьевой арматуры, так грузоподъёмные проушины выполнены под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением относительно друг от друга в вертикальной плоскости на ступенчато регулируемое расстояние - L. Также повышается безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН в критической ситуации при возникновении НГВП, так как размещение грузоподъемных фиксаторов на корпусе устройства обеспечивает поворот устройства на угол опорного фланца устьевой арматуры, что ускоряет процесс стыковки нижнего фланца с опорным фланцем устьевой арматуры, а это чрезвычайно важно в аварийном режиме работы.
Эластичные уплотнители 9', 9'' выполнены из термостойкой губки ВРП-1, обеспечивающей герметичности устройства при выбросе пара в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.
Предлагаемой устройство для скважин с наклонным устьем обеспечивает:
- универсальность при работе с различными типоразмерами колонн труб и опорных фланцев устьевых арматур;
- высокую надёжность в работе;
-качественную герметизацию колонны труб;
- высокую безопасность проведения работ на устье наклонных скважин при возникновении НГВП;
- удобство в работе;
- расширение технологических возможностей;
- сокращение продолжительности ремонта скважины СВН;
- герметичность устройства в случае выброса пара при температуре до плюс 300°С.