УСТЬЕВАЯ ГОЛОВКА
WELLHEAD BOX

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к испытанию их в процессе бурения трубными испытателями пластов.
Известна устьевая головка (патент РФ №2078903, Е21В 21/03, 1997 г.), которая содержит корпус с конической резьбой для стыковки с бурильными трубами и полый вертикальный ствол с отводом, установленный на подшипниках в корпусе устройства. Отвод выполнен в виде тройника, в котором размещено запорно-сальниковое устройство. Запорно-сальниковое устройство состоит из горизонтального запорного вала с золотником, при этом запорный вал установлен на ленточной резьбе и снабжен дистанционным приводом в виде колеса, охваченного фалом на угол 180°. Ветви фала образуют замкнутое кольцо.
Известное техническое решение обеспечивает дистанционное управление устьевой головкой, которая открывает циркуляционный клапан испытателя пластов и сбрасывает из бурильных труб пластовую воду или нефть, плотность которых ниже плотности бурового раствора. Дистанционное ручное управление устройством осуществляется посредством натяжения соответствующего фала, передающего крутящий момент запорному валу.
К недостаткам данной конструкции следует отнести необходимость постоянного демонтажа устьевой головки для спуска геофизических приборов в скважину, что снижает сроки ее эксплуатации, а также низкую надежность работы, а именно
- для закрытия устьевой головки необходимо произвести вращение колеса на неопределенное количество оборотов. При большом плече вращения колеса известной конструкции могут возникнуть ситуации заклинивания резьбы в крайних положениях;
- резьба золотника подвержена повышенному износу из-за постоянного трения в процессе открытия/закрытия устьевой головки;
- подвижный гибкий элемент (фал) может слететь с колеса дистанционного управления, что приведет к необходимости остановки процесса и устранения аварийной ситуации, а соответственно к увеличению затрат времени по задалживанию скважины;
- отсутствие защитного устройства типа автоматического обратного клапана для закрытия устьевой головки в случае аварийной ситуации (аномально высокого пластового давления, фонтанирования).
Известна конструкция устьевой головки с дистанционным управлением. (Варламов П.С., Григулецкий В.Г., Варламов Г.П., Варламов С.П. Пластоиспытательное оборудование для гидродинамических исследований пластов нефтяных и газовых скважин: Производственно-практическое издание. - Уфа. ГУП РБ «Уфимский полиграфкомбинат, 2004, с.292 - 298), принятая за прототип.
Известная конструкция содержит трубчатый корпус, составленный из верней и нижней полостей, полую крестовину, жестко связанную с верхней полостью корпуса и опирающуюся на торец нижней полости корпуса, кожух с шарикоподшипниками и переходник. При этом свободный конец корпуса нижней полости опирается на шарикоподшипники, размещенные в кожухе.
Верхняя полость корпуса снабжена запорным клапаном в виде поршня, жестко связанного с подпружиненным первым дифференциальным полым штоком, и гидравлической камерой со вторым дифференциальным полым штоком и патрубками для подключения к системе дистанционного гидравлического управления устьевой головкой. Кожух устьевой головки навинчивается на переходник, и затем переходник наворачивается на верхний конец бурильной трубы.
К недостатку известной конструкции следует отнести ее низкую надежность, поскольку для обеспечения и поддержания проходного канала устройства при спуске скважинного прибора необходимо постоянное поддержание давления на клапан, то есть клапан должен постоянно находиться под давлением. При этом давление на клапан может порой достигать порядка 20 МПа. Кроме того, дистанционное управление известной устьевой головкой осуществляется двумя гидравлическими насосами, что само по себе затратно. А для предотвращения автоматического закрытия клапана устьевой головки и сброса груза над поршнем необходим строгий контроль параметров рабочего давления, вычисляемого для каждого случая по своей определенной формуле, что также влияет на надежность работы устройства, поскольку такой контроль и расчет осуществляется оператором, то есть имеет значение человеческий фактор.
Технологической особенностью известных устьевых головок является то, что управление шаровым краном осуществляется вручную - открывается головка устьевая усилием от 150 до 200 Нм на рукоятке ключа, используемого для открытия-закрытия шарового крана. Также необходима подгонка головки устьевой по высоте над столом ротора для возможности ручного управления шаровым краном. Кроме того, перед открытием шарового крана у устьевых головок такого типа необходимо выравнивать давление над и под шаровым краном путем подачи давления в манифольдную линию над шаровым краном с помощью гидравлического агрегата.
При работе на скважинах, в которых содержится сероводород или углекислый газ с концентрацией, превышающей установленные нормы, для обеспечения безопасности проведения работ при выпуске пластового флюида на поверхность устьевая головка должна снабжаться запорным устройством с дистанционным управлением.
Задачей настоящего изобретения является повышение надежности конструкции устьевой головки, а также расширение ее функциональных возможностей, обеспечивающей дистанционное управление потоком рабочей среды, процессами контроля давления в полости бурильных труб, а также дистанционное управление процессом открытия/закрытия циркуляционного клапана (при собранном манифольде) для проведения прямой или обратной циркуляции рабочей среды.
Поставленная задача решается следующим образом.
В устьевой головке, включающей трубчатый корпус, установленные в полости корпуса запорное устройство и штуцеры для соединения с системой дистанционного управления запорным устройством, полую крестовину для гидравлического сообщения/разобщения между полостью корпуса, колонной труб и устьевым манифольдом, и подшипниковое устройство, обеспечивающее подвижную связь крестовины с колонной труб, согласно изобретению трубчатый корпус составлен из трех частей (корпусов), образующих сквозной канал из сообщающихся между собой верхней, средней и нижней полостей и установлен ниже крестовины, жестко соединяясь верхним концом с последней. При этом в верхней полости установлен съемный автоматический обратный клапан; в средней полости установлен шаровой затвор, а в боковой стенке нижней полости выполнен контейнер с установленным в нем клапаном-пускателем, а подшипниковое устройство снабжено полым штоком, установленным с возможностью свободного вращения вокруг продольной оси. Причем полый шток оснащен герметизирующими манжетами, установленными на верхнем конце, и переводником, жестко закрепленным на нижнем конце и оснащенным датчиком давления.
Предложенное техническое решение имеет следующие преимущества по сравнению с известными:
- установка трубчатого корпуса ниже крестовины, а также выполнение трубчатого корпуса из трех частей (корпусов), в виде последовательности сообщающихся между собой верхней, средней и нижней полостей обеспечивают возможность образования сквозного проходного канала через устьевую головку для спуска исследовательского оборудования в колонну труб без демонтажа устьевой головки;
- наличие автоматического обратного клапана в верхней полости корпуса обеспечивает перекрытие сквозного проходного канала в случае аварийной ситуации (аномально высокого давления, угрозы фонтанирования) без участия оператора;
- наличие шарового затвора в средней полости корпуса обеспечивает надежное перекрытие сквозного канала оператором с дистанционного пульта управления;
- конструкция клапана-пускателя позволяет значительно сократить время его срабатывания за счет короткого хода поршней и малой (3-4 МПа) величины рабочего давления для приведения их в действие. Причем рабочее давление открытия/закрытия шарового затвора не зависит от величины давления под устьевой головкой, что повышает надежность и безопасность конструкции устройства при работе с гидравлической линией высокого давления;
- наличие клапана-пускателя в камере нижней полости корпуса обеспечивает управление работой циркуляционного клапана, расположенного ниже устьевой головки, осуществляемое посредством сброса шара клапана-пускателя внутрь колонны труб. При этом шар не перекрывает сквозной проходной канал и не мешает прохождению потока и/или спуску геофизического оборудования на кабеле через сквозной канал. Причем, предложенная конструкция обеспечивает возможность установки в клапан-пускатель шаров различного диаметра в зависимости от типоразмера применяемого циркуляционного клапана;
- в целом предложенная конструкция устьевой головки обеспечивает работу данного устройства при более низких, по сравнению с прототипом, значениях рабочего давления в гидравлической линии связи, что значительно повышает надежность и безопасность его работы на скважине. При этом пониженное давление в гидравлической линии связи способствует увеличению срока службы как отдельных элементов предложенной конструкции (резиновых колец, манжет и т.п.), так и всего устройства в целом. Причем предельное внутреннее давление (105 МПа) и максимальное рабочее давление (70 МПа) предложенной устьевой головки не уступает прототипу.
Предложенное техническое решение отличается надежной конструкцией, обеспечивающей дистанционную безопасную и эффективную работу с устьевым оборудованием. При работе с предложенной устьевой головкой отпадает необходимость подготовки спецплощадки с лестницей для экстренного закрытия крана согласно п.4.5.13 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (Москва, 1993, НПО ОБТ), что снижает материальные затраты по ее монтажу и эксплуатации.
На фиг.1 показана модульная схема конструкции предложенной устьевой головки в соединении с манифольдной линией и пультом дистанционного управления.
На фиг.2 показан вариант конструкции автоматического обратного клапана, установленного в «верхней» полости устьевой головки.
На фиг.3 показан вариант конструкции шарового затвора, установленного в «средней» полости устьевой головки.
На фиг.4 показано выполнение контейнера с клапаном-пускателем в «нижней» полости устьевой головки.
На фиг.5 показана конструкция подшипникового устройства устьевой головки.
Устьевая головка представляет собой трубчатый корпус, составленный из корпусов 1, 2, 3, образующих сквозной канал из сообщающихся между собой «верхней», «средней» и «нижней» полостей соответственно; кожух 4, надетый на корпус 2, частично охватывая нижний конец корпуса 1, и жестко соединенный нижним концом с крышкой 5, и подшипниковое устройство 6. Верхний конец корпуса 1 жестко связан с крестовиной 7, посредством которой полости корпуса сообщаются с манифольдной линией 8. Нижний конец корпуса 3 жестко соединен с подшипниковым устройством 6, которое свободным концом соединяется с бурильной трубой 9. При этом в «верхней» полости устьевой головки установлен съемный автоматический обратный клапан 10 (на фиг.2), в «средней» полости установлен поршень 11 с радиальными сквозными щелями на поверхности и с шаровым затвором 12 на торце (фиг.3), а корпус 3 оснащен контейнером 13 с клапаном-пускателем 14.
Подшипниковое устройство 6 снабжено свободно вращающимся вокруг продольной оси штоком 15 с переводником 16 на нижнем конце, оснащенным датчиком давления 17 (фиг.5), установленным в сквозном канале переводника, перпендикулярном продольной оси устройства. Кожух 4 охватывает корпус 2 с зазором, образуя гидравлическую линию 18 выравнивания давления (фиг.3), сообщающуюся в процессе работы с полостью сквозного канала устьевой головки. Корпус 3 оснащен штуцерами 19 и 20 для соединения устьевой головки с дистанционным пультом управления 51.
Автоматический обратный клапан 10 (фиг.2), установленный в полости корпуса 1, представляет собой втулку 21, на верхнем конце которой установлена резиновая манжета 22 с шайбой 23, накрывающей манжету 22 сверху и имеющей диаметр меньше диаметра манжеты 22, и с шайбой 24, накрывающей манжету 22 снизу, равного с ней диаметра. На нижнем конце втулки 21 установлена шайба-ловитель 25 с фаской по периметру центрального отверстия. В полость втулки 21 свободно помещен металлический шар 26, имеющий диаметр, равный внутреннему диаметру манжеты 22, который в свободном состоянии находится на фаске шайбы-ловителя 25.
Шаровой затвор 12, установленный в «средней» полости, образованной корпусом 2 и кожухом 4 (фиг.3), представляет собой шар 27, зафиксированный по продольной оси устройства в ответных проточках втулок 28 и 29 внутри штока 30 с пальцами 31, закрытыми крышкой 32. При этом втулка 28 герметично поджата сверху к оси шара 27 седлом 33 посредством пружины 34, установленной в корпусе 1, а втулка 29 поджата снизу к оси шара 27 корпусом 3 посредством втулок 35 и 36. Закрытие/открытие шарового затвора 12 осуществляется посредством подвижного штока 30, поступательное перемещение которого управляется давлением жидкости, поступающей в «среднюю» полость по гидравлической линии 18.
В «нижней» полости в стенке корпуса 3 размещен контейнер 13 с установленным в нем клапаном-пускателем (фиг.4) в виде шара 37, поджатого пружиной 38. Перпендикулярно оси контейнера 12 в корпусе 3 установлена втулка 39 с подвижным штоком 40, обеспечивающим срабатывание клапана-пускателя. Полость контейнера 13 сообщается с полостью корпуса 3. В исходном положении поджатый пружиной 38 шар 37 упирается в шток 40 и удерживается им.
Жестко соединенное с нижним концом корпуса 3 подшипниковое устройство 6 содержит корпус 41, втулку 42, крышку 43, разнесенные относительно друг друга по оси прибора подшипники 44, 45, 46 и установленную между подшипниками 44, 45 промежуточную втулку 47. Внутри корпуса 41 установлен шток 15 с возможностью свободного вращения вокруг продольной оси устройства. Верхний конец штока 15 оснащен герметизирующими манжетами 48, зажатыми втулками 49 и 50. Нижний конец штока 15 оснащен переводником 16 с дистанционным датчиком давления 17.
Управление работой устьевой головки осуществляется дистанционным пультом управления 51, оснащенным намоточным блоком катушек 52 и связанным с насосом высокого давления 53 и сливной емкостью 54. Дистанционный пульт управления 51 соединен посредством рукава высокого давления 55, через блок со штуцерами 19, 20 с «нижней» полостью корпуса 3.
На практике работа с предложенной устьевой головкой осуществляется следующим образом.
После спуска пластоиспытательного оборудования в скважину осуществляют обвязку устьевой головки посредством крестовины 7 с манифольдом 8 и подключают посредством рукава высокого давления 55 к гидравлической системе дистанционного пульта управления 51.
Рукав высокого давления 55 представляет собой систему шлангов высокого давления, объединенных в одну линию с помощью промежуточных блоков стальной обмотки, которые одним концом подсоединяются к устьевой головке посредством блока гидравлической развязки со штуцерами 19, 56 на корпусе 3 и клапане-пускателе 14 соответственно, а свободным концом подсоединяются к пульту управления 51. Для монтажа рукава высокого давления 55 со скважинным оборудованием используют блок катушек 52, установленный на одной платформе с пультом управления 51, что обеспечивает удобство намотки рукава высокого давления 55 в процессе эксплуатации его на скважине и предотвращение его повреждения при монтаже и/или транспортировке.
В процессе работы пластоиспытательного оборудования в нормальных рабочих условиях автоматический обратный клапан 10 устьевой головки находится в исходном состоянии, то есть шар 26 свободно лежит на фаске шайбы-ловителя 25. При этом шаровой затвор 12 «средней» полости находится в открытом состоянии, а подвижный шток 40 удерживает шар 37 клапана-пускателя «нижней» полости в контейнере 13.
Величина скважинного давления в процессе работы пластоиспытательного оборудования отслеживается дистанционным датчиком давления 17. Прием сигнала от датчика давления 17 осуществляется пультом управления 51 посредством волн (например, ультразвуковых волн, радиоволн и т.п.). Благодаря конструктивной особенности предложенной устьевой головки за счет вращения штока 15 с переводником 16 датчиком давления 17 обеспечивается непрерывный контроль давления жидкости в процессе работы скважинного оборудования, которое отслеживается оператором на пульте управления 51.
В случае повышения скважинного давления относительно рабочего значения оператором с пульта управления 51 по гидравлической линии осуществляется закрытие шарового затвора 12, в результате чего предотвращается возможность резкого выброса пластового флюида на поверхность. А именно - оператором по рукаву высокого давления 55 с пульта управления 51 от насоса 53 подается под определенным давлением порция жидкости (масла) на штуцер 19, которая поступает на подвижный шток 30. Шток 30, перемещаясь на заданный ход, передает свое поступательное движение на пальцы 31, посредством которых по проточке на поверхности шара 27 осуществляется разворот последнего вокруг своей оси. Шар 27 поджимается к седлу 33 с уплотнительными элементами, обеспечивая герметичное перекрытие сквозного проходного канала устьевой головки. При закрытии шарового затвора 12 радиальные щели штока 11 совмещаются с гидравлической линией связи 18, обеспечивая прохождение скважинной жидкости в полость выше шарового затвора 12 и предотвращая возможность резкого выброса пластового флюида на поверхность. Далее оператором с пульта управления 51 подается команда на открытие шарового затвора 12, обеспечивая плавное открытие сквозного проходного канала устьевой головки. При этом происходит выравнивание давления над шаровым затвором 12 и под ним и безаварийный сброс давления по гидравлической линии 18 через манифольдную линию.
В случае возникновения аварийной ситуации, связанной с возникновением аномально высокого пластового давления (фонтанирования), в устьевой головке срабатывает автоматический обратный клапан 10. Автоматический обратный клапан 10 срабатывает под воздействием резкого притока пластового флюида. Шар 26 под воздействием потенциальной энергии потока флюида резко поднимается вверх и герметично уплотняется манжетой 22, перекрывая сквозной проходной канал устьевой головки. После устранения аварийной ситуации шар 26 под действием давления, подаваемого по манифольдной линии 7, опускается на фаску шайбы-ловителя 25.
По окончании работ с пластоиспытательным оборудованием либо для спуска на кабеле геофизического оборудования в колонну труб для освобождения последних от скважинной жидкости оператором с пульта управления 51 по рукаву высокого давления 55 на штуцер 56 подается сигнал для срабатывания клапана-пускателя. Под воздействием импульса давления с пульта управления 51 шток 40 отодвигается, освобождая шар 37. Пружина 38 выталкивает шар 37 из контейнера 12, и шар 37 за счет собственного веса падает по сквозному проходному каналу устьевой головки в посадочное место циркуляционного клапана скважинной компоновки, запуская тем самым механизм его срабатывания.
В зависимости от решаемой задачи исследований, предусматривающей спуск в скважину геофизического оборудования на кабеле, к верхнему концу корпуса 1 устьевой головки вместо крестовины 7 присоединяют сальниковое устройство с лубрикатором (не показано). В этом случае при монтаже устьевой головки автоматический обратный клапан 10 в «верхней» полости не устанавливают, так как он будет мешать спуску прибора на кабеле через сквозной проходной канал устьевой головки.
Таким образом, предложенная конструкция устьевой головки обеспечивает дистанционное отслеживание и оперативное перекрытие трубного канала бурильной колонны и исключает возможность возникновения открытого фонтанирования потока рабочей среды из скважины при проведении работ по гидродинамическому исследованию пластов испытателями пластов на трубах.