ПРЕВЕНТОР

Превентор.
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности , а именно к устройствам для герметизации бурильной колонны в любой ее части (квадратной трубы, бурильной трубы, замков) с обеспечением вращения, расхаживания и протаскивания замков при механическом бурении скважин.
Известен превентор 1, содержащий корпус, в котором выполнено вертикальное проходное отверстие круглой формы и установлены ползуны, связанные силовыми цилиндрами и крышки, прикрепленные к корпусу болтами.
Недостатком этого превентора является то, что при подъеме всей колонны труб происходит быстрое изнашивание эластичного уплотнителя, что требует частой его замены. Кроме того, данный превентор имеет большие весогабаритные характеристики, что затрудняет его использование в сочетании с другим устьевым оборудованием при ремонте скважин из-за недостатка места по высоте.
Наиболее близким по технической сущности является универсальный превентор 2. Нревентор - прототип содержит корпус с нижним фланцем, например под бугельное соединение, верхним фланцем и отверстием для подвода и отвода рабочей жидкости. В корпусе установлены герметизатор и привод герметизатора, выполненный в виде поршня, установленного с возможностью взаимодействия его конусной поверхности с внутренней поверхностью герметизатора.
Превентор -прототип обладает рядом существенных недостатков, основным из которых является низкая надежность из-за быстрого износа герметизирующего элемента. Действительно, в процессе работы происходит его постоянная деформация от взаимодействия с конусной поверхностью поршня. От эластичности герметизирующего элемента и адекватной рабочему давлению работы пружины зависит размер зазора между герметизирующим элементом и бурильной колонной, т.е. степень герметизации. Любое отклонение параметров работы этих элементов от расчетов ведет к разгерметизации скважины. Поэто2003100121
llpffl
204 3100124
МГ1КЁ21В ЗЗ/бб
му, для исключения аварийных ситуаций данный превентор целесообразно дублировать другой герметизирующей аппаратурой. Однако, вертикальные габариты превентора - прототипа достаточно велики, что затрудняет установку дублирующей герметизирующей аппаратуры.
Задачей, на решение которой направлена заявляемая полезная модель, является повышение надежности работы превентора за счет уменьшения износа герметизирующего элемента и увеличения его ресурса, а также упрощение конструкции и уменьшение габаритов, с тем, чтобы обеспечить совмещение монтажа заявляемого превентора с другими герметизирующим оборудованием.
Поставленная задача решается тем, что в превенторе, содержащим корпус с отверстиями для подвода и отвода рабочей среды, расположенный в корпусе затвор с уплотнительным элементом, в отличие от прототипа корпус выполнен из двух соосно расположенных половин, в полости верхней из которых установлен патрон, состоящий из гильзы, подшипникового узла, верхней уплотнительной манжеты и нижнего уплотнительного узла, причем гильза снабжена верхним фланцем, на котором установлен фланец затвора с уплотнительным элементом, внутренняя полость которого имеет участок цилиндрического и квадратного сечения, во внутренней полости затвора установлен квадратный вкладыш, состоящий из двух разъемных половин, соединенных замками, а отверстия для подвода и отвода рабочей среды расположены в нижней половине корпуса.
На фиг.1 изображен общий вид заявляемого превентора .
Превентор содержит разъемный корпус, состоящий из нижней 1 и верхней 2 половин, каждая из которых снабжена верхними и нижними фланцами. Нижний фланец нижней половины 1 корпуса предназначен для присоединения превентора к другому герметизирующему оборудованию, например к блоку плащечных превенторов (на фиг. не показаны ). Верхний фланец нижней половины 1 корпуса предназначен для соединения с нижним фланцем 3 верхней половины 2 корпуса. На боковой поверхности нижней половины 1 корпуса имеется отвод с фланцем 4 для присоединения выкидной линии, а также ввод линии
долива 5. Корпус имеет вертикальную проходную полость 6 для уплотняемых труб бурильной колонны (на фиг не показана).
В полости 6 верхней половины 2 корпуса установлен патрон 7, закрепленный накидной гайкой 8. Патрон 7 состоит из гильзы 9, подшипникового узла 10, верхней уплотнительной манжеты Ни нижнего уплотнительного узла 12, который состоит из шевронных манжет, поджатых пружинами. Гильза 9 имеет верхний фланец, на котором устанавливается фланец затвора 13. Соединение гильзы 9 и затвора 13 осуществляется бугелем 14.
Затвор 13 жестко связан с резиновым уплотнительным элементом 15. Внутренняя полость резинового уплотнительного элемента 15 имеет цилиндрическую часть 16 для уплотнения бурильной трубы и замков, и участок квадратного сечения 17 для уплотнения ведуш;ей квадратной трубы. Во внутренней полости затвора 13 установлен вкладыш квадратный 18, состояш:ий из двух разъемных половин, соединенных замками ( не показаны). Для строповки превентора предусмотрены проушины 19.
Работа превентора заключается в герметизации бурильной колонны труб в любой её части (квадратной, круглой , замковой) уплотнительным элементом 15 при бурении, расхаживании и протаскивании замков при спуске - подъемных операциях.
Вначале осуществляют монтаж превентора на блоке плашечных превенторов, один из которых должен быть с глухими плашками. Присоединяют выкидную линию 4 и линию долива к магистрали 5. Далее осуществляют насадку затвора 13 на ведущую квадратную трубу бурильной колонны, при этом грани квадратного отверстия затвора 13 должны быть параллельны граням ведущей трубы - тогда квадраты уплотнительного элемента 15 и трубы также будут согласованы. После этого устанавливают квадратный вкладыш 18 в квадратное отверстие затвора 13; соединяют ведущую квадратную трубу с бурильной колонной; опускают затвор 13 вместе с бурильной колонной на гильзу 9 ; устанавливают бугель 14. Превентор собран и после опрессовки готов к работе.
в случае бурения с нефтегазопроявлениями, при наращивании бурильной колонны необходимо вынуть квадратный вкладыш 18, поднять бурильную колонну до выхода ведущей квадратной трубы над ротором буровой установки; отсоединить ведущую квадратную трубу; навинтить наращиваемую бурильную трубу на бурильную колонну; присоединить ведущую квадратную трубу к бурильной колонне; опустить бурильную колонну до захода ведущей квадратной трубы в уплотнительный элемент 15; установить квадратный вкладыш 18.
В случае замены долота, необходимо выполнить следующее: вынуть квадратный вкладыщ 18 , поднять бурильную колонну до подхода долота к уплотнительному элементу 15, снять бугель 14, поднять последнюю бурильную трубу с долотом и затвором 13 до выхода долота над столом ротора бурильной установки; заменить долото и произвести действия в обратном порядке.
В случае бурения без нефтегазопроявления, когда отсутствует избыточное давление на устье скважины и когда не ожидается вскрытие напорных пластов, возможно использовать превентор без затвора 13 .
Таким образом, видно, что монтаж и эксплуатация заявляемого превентора просты, осуществляются минимальным количеством технологических операций. Уплотнитель при этих технологических операциях не повреждается, что увеличивает его ресурс и надежность работы. Размещение уплотнительного элемента 15, в области подшипникового узла 10 позволило существенно уменьшить высоту превентора, что расширяет область его применения и повышает удобство эксплуатации.
Источники информации, принятые во внимание:
1.Авторское свидетельство СССР JS 102890 от 1986 г.
2.Авторское свидетельство СССР № 969888 опубликовано в Бюллетене №40 от 30.10. 1982 г - прототип.