Устройство для герметизации устья наклонной скважины при проведении спуско-подъёмных операций двухрядной колонны труб
DEVICE FOR SEALING THE MOUTH OF INCLINED WELL DURING ROUND-TRIP OPERATIONS OF DOUBLE-ROW PIPE STRING

Изобретение относится к устройствам, используемым в превенторах, предназначенных для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с различными типами опорных фланцевых устьевых арматур с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), в том числе скважин сверхвязкой нефти (СВН) с наклонным устьем и двухрядной колонной труб.
Известен превентор для скважин с наклонным устьем (патент RU № 2719884, опубл. 23.04.2020), 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 корпуса плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках, верхняя и нижняя части осевого канала корпуса оснащены коническими посадочными поверхностями, причём верхняя коническая поверхность выполнена сужающейся сверху вниз и в неё установлена верхняя сменная центрирующая втулка, выполненная в виде двух полуколец, оснащённых наружными кольцевыми выборками, а нижняя коническая поверхность выполнена сужающейся снизу вверх и в ней установлен нижний сменный центратор, 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 углы наклона конических посадочных поверхностей обеспечивают расстояние между нижним торцом верхней сменной центрирующей втулки и верхним торцом нижнего сменного центратора, меньшее длины муфты герметизируемой колонны труб с минимальным диаметром, причём эластичные уплотнители превентора выполнены из термостойкой резины, а верхняя сменная центрирующая втулка и нижний сменный центратор выполнены из баббитового сплава.
Недостатки устройства:
- во-первых, сложность выполнения и высокая продолжительность сборки оборудования и монтажа (демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры, связанные с необходимостью использования катушки для обвязки превентора с разными типоразмерами опорных фланцев устьевых арматур;
- во-вторых, длительность и неудобство установки превентора на опорный фланец скважины с наклонным устьем, так как вручную необходимо наклонять превентор на нужный угол для стыковки его нижнего фланца с опорным фланцем устьевой арматуры, так как грузоподъёмные фиксаторы выполнены на одном уровне от нижнего фланца превентора;
- 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.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является превентор со сменным кольцом (патент RU № 2724695, опубл. 25.06.2020), содержащий превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры, нижний фланец превентора выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим минимальным размерам опорного фланца устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным присоединительным и герметизирующим размерами, соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры на который крепится превентор, причем сменное кольцо установлено под нижним фланцем с возможностью герметичного крепления болтовым соединением, нижний фланец превентора оснащен металлическим кольцом, а присоединительный размер нижнего фланца соответствует межцентровому диаметру болтового соединения, выполненному в сменном кольце, на корпусе превентора жестко закреплены грузоподъёмные проушины со смещением по высоте относительно друг от друга с возможностью установки превентора на устье наклонной скважины,  сменное кольцо выполнено с кольцевыми канавками с возможностью установки герметизирующих металлических колец.
Недостатки устройства:
- во-первых, низкая надёжность работы устройства в паронагнетательных скважинах с двухрядной колонной труб, связанная с потерей герметичности превентора в месте крепления превентора на устьевой арматуре наклонной скважины через металлические уплотнительные кольца. Это связано с тем, что колонна труб, спущенная в скважину через превентор «лежит на одной стороне» в превенторе, и при возникновении НГВП в виде выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С образуются протечки через металлическое уплотнительное кольцо;
- во-вторых, устройство не имеет возможности регулировки угла наклона превентора при установке его на опорный фланец устьевой арматуры в зависимости от угла наклона наклонной скважины, так как грузоподъёмные проушины закреплены в превенторе со смещением по высоте относительно друг от друга с возможностью установки превентора на устье наклонной скважины строго под определённым углом, например 45°;
- в-третьих, длительность проведения работ при проведении спуско-подъёмных операций (СПО) с колонной труб в наклонной скважине. Это связанно с тем, что из-за отсутствия центрирования колонны труб относительно оси наклонной скважины при спуске муфты колонны труб цепляются за верхний торец верхнего фланца превентора, а при подъёме – цепляются за нижний торец нижнего фланца превентора, что приводит к необходимости дополнительных манипуляций с колонной труб с целью прохождения колонны труб через превентор. Это затягивает процесс проведения СПО;
- в-четвёртых ограниченные технологические возможности работы устройства при проведении  последовательного СПО с двумя колоннами труб в наклонной скважине, так как устройство позволяет проводить спуск только одной колонны труб в скважину с любым типоразмером опорного фланца устьевой арматуры, но не позволяет  проводить последовательный спуск в одну скважину двух колонн труб с любым типоразмером опорного фланца устьевой арматуры.
Техническими задачами изобретения являются повышение надёжности работы устройства в паронагнетательной скважине с двухрядной колонной труб с возможностью регулировки угла наклона устройства при установке его на опорный фланец устьевой арматуры в зависимости от угла наклона наклонной скважины, сокращение продолжительности проведения работ при проведении СПО с колонной труб в наклонной скважине и расширение технологической возможности работы устройства при проведении последовательных СПО с двумя колоннами труб в наклонной скважине.
Технические задачи решаются устройством для герметизации устья наклонной скважины при проведении спуско-подъёмных операций двухрядной колонны труб, содержащим превентор с грузоподъемными проушинами и литым нижним фланцем, выполненным с присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим минимальным размерам крепления на устье наклонной скважины, устройство оснащено сменным кольцом, сверху сменное кольцо  установлено под нижним фланцем  превентора  с возможностью герметичного крепления с ним с помощью уплотнительного металлического кольца  и болтового соединения, присоединительный размер нижнего фланца  соответствует межцентровому диаметру болтового соединения, выполненному сверху в сменном кольце, снизу сменное кольцо установлено на опорный фланец устьевой арматуры наклонной скважины с возможностью герметичного крепления с помощью уплотнительного металлического кольца с болтовым соединением, присоединительный размер опорного фланца  устьевой арматуры наклонной скважины  соответствует межцентровому диаметру болтового соединения, выполненному снизу в сменном кольце.
Новым является то, что устройство оснащено трубодержателем первого ряда колонны труб, причем нижний фланец трубодержателя снизу крепится к опорному фланцу устьевой арматуры, при этом сверху в трубодержателе диаметрально выполнены резьбовые отверстия  с присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим присоединительному и герметизирующему размеру нижнего фланца превентора, устройство оснащено центраторами, устанавливаемыми в устройство перед креплением превентора на опорном фланце устьевой арматуры или трубодержателе, при этом внутренние диаметры центраторов зависят от диаметров двухрядной колонны труб, спускаемой в наклонную скважину, причём нижние и верхние торцы центраторов оснащены фасками, а на внутренних поверхностях уплотнительных металлических колец установлены высокотемпературные уплотнительные кольца из фторкаучука FRM толщиной 5 мм,  причём  устройство оснащено двумя стропами разной длины для установки превентора на опорный фланец устьевой арматуры и трубодержатель, при этом разница между  длиной строп зависит от расстояния между грузоподъёмными проушинами превентора, при этом для герметизации внутреннего пространства первого и/или второго ряда колонн труб используют запорный орган.
На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображено предлагаемое устройство для герметизации устья наклонной скважины при проведении спуско-подъёмных операций двухрядной колонны труб.
На фиг. 3 изображён увеличенный вид А конструкции уплотнительного металлического кольца 6.
На фиг. 4 изображён увеличенный вид Б уплотнительного металлического кольца 9.
Устройство содержит превентор 1 (фиг. 1, 2) с четырьмя грузоподъемными проушинами 2'; 2"; и литым нижним фланцем 3 (фиг. 1, 2, 3), выполненным с присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим минимальным размерам крепления на устье наклонной скважины 4 (фиг. 1, 2), например под углом 45°.
Например, присоединительный размер нижнего фланца 3 превентора 1: D = 300 мм.
Устройство оснащено сменным кольцом 5 (фиг. 1, 3, 4). Сверху сменного кольца 5 установлен нижний фланец 3 превентора 1 с возможностью герметичного крепления с ним с помощью уплотнительного металлического кольца 6 (фиг. 1, 2, 3) и болтового соединения 7 (на фиг. 1 показано условно), например, с помощью 6-ти болтов.
Присоединительный размер (D = 300 мм) нижнего фланца 3 соответствует межцентровому диаметру (D=300 мм) болтового соединения 7, выполненному сверху в сменном кольце 5.
Снизу сменное кольцо 5 установлено на опорный фланец 8 (фиг. 1, 2, 4) устьевой арматуры наклонной скважины 4 с возможностью герметичного крепления с помощью уплотнительного металлического кольца 9 (фиг. 1, 2, 4) с болтовым соединением 10 (на фиг. 1 и 2 показано условно), например, с помощью 12-ти болтов.
1
1
Присоединительный размер опорного фланца 8 (D= 445 мм) устьевой арматуры наклонной скважины 4 соответствует межцентровому диаметру (D= 445 мм) болтового соединения 10, выполненного снизу в сменном кольце 5.
Устройство оснащено трубодержателем 11 (см. фиг. 2) первого ряда колонны труб 12 (см. фиг. 1 и 2).
Нижний фланец 13 (фиг. 2) трубодержателя 11 снизу установлен на опорный фланец 8 устьевой арматуры наклонной скважины 4 с возможностью герметичного крепления с помощью уплотнительного металлического кольца 9 с болтовым соединением 10 (на фиг. 1 и 2 показано условно), например, с помощью 12-ти болтов (см. фиг. 1, 2).
1
1
Присоединительный размер нижнего фланца 13 трубодержателя 11 (D= 445 мм) соответствует межцентровому диаметру (D= 445 мм) болтового соединения 10, выполненного в опорном фланце 8 устьевой арматуры наклонной скважины 4.
Сверху в трубодержателе 11 диаметрально выполнены резьбовые отверстия 14 (фиг. 2), например, в количестве 6-ти штук с присоединительными (D = 300 мм) с помощью болтов 15 в количестве 6-ти штук и герметизирующим (уплотнительным металлическим кольцом 6) размером, соответствующим присоединительному размер (D = 300 мм)  нижнего фланца 3 превентора 1.
Устройство оснащено центратором 16' (см. фиг. 1), устанавливаемым внутрь устройства перед креплением превентора 1 на опорном фланце 8 устьевой арматуры наклонной скважины 4.
Также устройство оснащено центратором 16" (см. фиг. 2), устанавливаемым внутрь устройства перед креплением превентора 1 на трубодержателе 11 первого ряда колонны труб 12.
Внутренние диаметры центраторов 16' и 16" определяют опытным путём в зависимости от диаметра первого ряда колонны труб 12 или второго ряда колонны труб 17, спускаемых в наклонную скважину 4.
Нижние и верхние торцы центраторов 16' и 16" оснащены фасками (на фиг. 1 и 2 показано условно).
Устройство работает следующим образом.
Залежь СВН разрабатывают паронагнетательными горизонтальными скважинами с наклонным устьем под углом 45° с двухрядной колонной труб, причём опорные фланцы устьевых арматур таких скважин имеют различные типоразмеры, на которые необходимо крепить устройство.
Перед работой устройства подбирают внутренний диаметр центраторов 16' и 16" в зависимости от типоразмера первого 12 и второго 17 ряда колонны труб.
Например, первый ряд колонны труб используют для закачки пара с температурой 220-250°, а второй ряд колонны труб 17 для отбора разогретой нефти с помощью насоса (на фиг. 1-4 не показано).
Примем наружный диаметр первого ряда 12 колонны труб равным 89 мм (по ГОСТ 633-80), а наружный диаметр второго ряда 17 колонны труб равным 60 мм.
цi
Диаметр D сменного центратора 16' или 16"должен быть больше диаметра муфты первого ряда 12 или второго ряда 17 колонны труб на величину ∆d= 10 мм (определено опытным путем по результатам испытаний на устье наклонной скважины 4), т.е. кольцевой зазор между муфтой колонны труб и внутренним диаметром центратора 16' или 16"равен:
цi
мi
D= D + 2·∆d    (1)
мi
i
где D – наружный диаметр муфты колонны труб диаметром d, мм;
∆d– кольцевой зазор между осевым каналом устройства и муфтой первого ряда 12 или второго ряда 17 колонны труб, как указано выше   примем ∆d = 10 мм.
1
м1
Подберем внутренний диаметр центратора 16', так как первый ряд 12 колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) имеет диаметр d= 89 мм, так по ГОСТ 633-80, а диаметр её муфты D = 108 мм, то подставляя в формулу 1 получим внутренний диаметр центратора 16':
ц1
м1
m1
D= D + 2·∆d = 108 мм + (2·10 м) = 128 мм.
2
м1
Подберем внутренний диаметр центратора 16", так как второй ряд 17 колонны НКТ имеет диаметр d= 60 мм, так по ГОСТ 633-80, а диаметр её муфты D = 73 мм, то подставляя в формулу 1 получим внутренний диаметр центратора 16":
ц1
м1
m1
D= D + 2·∆d = 73 мм + (2·10 мм) = 93 мм.
Опытным путём установлено, что длина фасок, выполненных на верхних и нижних торцах центраторов 16' и 16", должна быть в 2-3 раза больше, чем длина фасок на муфтах первого 12 и второго 17 ряда колонны труб. Например, на муфтах первого 12 и второго 17 ряда колонны труб фаски имеет размер 10×45°, тогда на верхних и нижних торцах центраторов 16' и 16" выполним фаски размерами = (10⋅3)×45° = 30×45°.
Таким образом, при выполнении вышеуказанного условия, фаски, выполненные на верхних и нижних торцах центраторов 16' и 16" (см. фиг. 1 и 2), обеспечивают беспрепятственное (без зацепов) перемещение первого 12 и второго 17 рядов колонны труб через осевой канал устройства во время проведения СПО.
Подобранные внутренние диаметры центраторов и размеры их верхних и нижних фасок сокращают продолжительность проведения работ при проведении СПО с колоннами труб в наклонной скважине, так как, во-первых, обеспечивают центрирование колонны труб относительно осевого канала устройства, а во-вторых, исключают зацепы муфт первого 12 и второго 17 ряда колонны труб за устройство в процессе проведения СПО с ними.
Устройство оснащено двумя стропами 18 (фиг. 1, 2) разной длины а и b для подъёма и установки превентора 1 на опорный фланец 8 устьевой арматуры наклонной скважины 4 и трубодержатель первого ряда колонны труб 12.
Разница между длиной строп а и b определяется в зависимости от расстояния – с между грузоподъёмными проушинами 2' и 2" превентора 1. Например, с = 350 мм = 0,35 м. Тогда при длине ветви a = 2 м  строп 18, длина ветви b строп 18 будет равна: b =  a + c = 2 м + 0,35 м = 2,35 м.
На внутренних поверхностях 19' и 19' (см. фиг. 3 и 4) уплотнительных металлических колец 6 и 9, соответственно, установлены высокотемпературные уплотнительные кольца 20' и 20" из фторкаучука FRM толщиной h = 5 мм.
Кольца FPM обладают высокой устойчивостью к воздействию химически активных веществ. Фторкаучук (FPM), так же обладает хорошими физико-механическими свойствами, такими как упругость, износостойкость. FPM под воздействием химически активных веществ сохраняет свои свойства, он способен функционировать в условиях как положительных, так и отрицательных температур, а именно от -40°C до +300°C. Высокотемпературные уплотнительные кольца 20' и 20" из фторкаучука FRM выпускаются ООО «Высота», РФ, Самарская обл., г. Тольятти.
Высокотемпературные уплотнительные кольца 20' и 20", установленные на внутренних поверхностях, соответствующих уплотнительных металлических колец 6 и 9 обеспечивают дополнительную герметизацию устройства в процессе его работы в паронагнетательных скважинах СВН в условиях высоких температур от -40°C до +300°C.
Для крепления первого ряда колонны труб на устье наклонной скважины 4 (см. фиг. 2) в канале трубодержателя 11 выполнено резьбовое соединение 21 (фиг. 2).
Установить в превентор 1 (см. фиг. 1) трубные плашки 22' и 22" под наружный диаметр первого ряда 12 колонны труб, смонтировать устройство как показано на фигуре 1. Произвести спуск первого короткого, например, длиной 800 м, ряда колонны труб с максимальным наружным диаметром, например, колонны НКТ диаметром 89 мм в наклонной скважине 4 через осевой канал устройства.
После спуска первого ряда 12 колонны труб в наклонную скважину 4 закрепить верхний конец первого ряда 12 колонны труб в канале трубодержателя 11, например с помощью резьбового соединения 21. Смонтировать труборержатель 11 (см. фиг. 2) первого ряда12 колонны труб на опорном фланце 8 устьевой арматуры наклонной скважины 4 как показано на фигуре 2. Затем установить в превентор 1 трубные плашки 23' и 23" (см. фиг. 2) под наружный диаметр первого ряда 12 колонны труб, закрепить превентор 1 нижним фланцем 3 в резьбовые отверстия 14, выполненные на верхнем торце трубодержателя 11.
Произвести спуск второго длинного ряда 17, например, длиной 1200 м, колонны труб с минимальным наружным диаметром, например, колонны НКТ диаметром 60 мм в наклонную скважину 4 через осевой канал устройства.
Демонтировать превентор 1 с трубодержателя. Произвести обвязку устьевого оборудования и запустить скважину в эксплуатацию. Подъём первого и второго рядов колонн труб произвести в обратной последовательности как описано выше.
В процессе последовательного проведения СПО с первым рядом 12 и вторым рядом 17 колонн труб может возникнуть НГВП из наклонной скважины 4 на устье. Для ликвидации НГВП необходимо загерметизировать пространство между превентором и колонной труб 12 или 17 и трубными плашками 22' и 22'' (см. фиг. 1) и 23' и 23" (см. фиг. 2) устройства, а также принять необходимые технологические меры по ликвидации выбросовых явлений, т.е. перекрыть внутреннее пространство первого 12 ряда и второго 17 ряда колонны труб.
Для герметизации устья скважины, со спущенным первым 12 или вторым 17 рядом колонны труб вращают штурвалы ручных приводов (на фиг. 1 и 2 показано условно) соответствующих трубных плашек 22' и 22'' или 23' и 23", соответственно по часовой стрелке на 10–12 оборотов. В результате трубные плашки 22' и 22'' или 23' и 23" радиально перемещаются внутрь и обхватывают первый 12 или второй 17 ряд колонны труб по всей его окружности. Возникающее под трубными плашками 22' и 22'' или 23' и 23" давление скважинной среды герметично дожимает трубные плашки 22' и 22'' 23' и 23" к наружной поверхности первого 12 или второго 17 ряда колонны труб, т.е. герметизируют пространство между устройством и первым 12 или вторым 17 рядом колонны труб.
Для перекрытия внутреннего пространства первого 12 или второго 17 ряда колонны труб на устье наклонной скважины 4 на верхний конец первого 12 или второго 17 ряда колонны труб наворачивают запорный орган, например шаровой кран (на фиг. 1-4 не показано) любой известной конструкции (например, марки КШ 70х21) и поворотом рукоятки шарового крана, например, на угол 90° в направлении по часовой стрелке перекрывают его внутреннее проходное сечение. В результате герметизируют внутреннее пространство первого 12 или второго 17 ряда колонны труб и ликвидируют НГВП.
После ликвидации НГВП т.е. после сброса давления в скважине открывают устройство, т.е. разгерметизируют пространство между устройством и первым 12 или вторым 17 рядом колонны труб и восстанавливают внутреннее пространство первого 12 и второго 17 ряда колонны труб.
Сначала открывают осевой канал устройства. Для этого вращением штурвалов ручных приводов в направлении против часовой стрелки на 10–12 оборотов отводят трубные плашки 22' и 22'' ли 23' и 23'' до полного открытия осевого канала устройства т.е. возвращают трубные плашки в положение, показанное на фиг.1 и 2.
Далее поворотом рукоятки шарового крана в направлении против часовой стрелки на угол 90° открывают шаровой кран и убедившись в отсутствии выброса НГВП по первому 12 или второму 17 ряду колонны труб отворачивают шаровой кран с верхнего конца первого 12 или второго 17 ряда колонны труб и восстанавливают внутреннее пространство первого 12 или второго 17 ряда колонны труб.
Повышается надёжность работы устройства, высокотемпературные уплотнительные кольца, установленные на внутренних поверхностях металлических уплотнительных колец исключают потерю герметичности превентора в месте крепления превентора на устьевой арматуре наклонной скважины через металлические уплотнительные кольца в условиях высоких температур от –40 до +300°С.
Устройство имеет возможность регулировки угла наклона превентора при установке его на опорный фланец устьевой арматуры в зависимости от угла наклона наклонной скважины, так как грузоподъёмные проушины закреплены в превенторе со смещением по высоте относительно друг от друга с возможностью установки превентора на устье наклонной скважины строго под определённым углом, например 45°.
Подобранные внутренние диаметры центраторов и их верхние и нижние фаски сокращают продолжительность проведения работ при проведении СПО с колоннами труб в наклонной скважине, так как обеспечивают центрирование колонны труб относительно осевого канала устройства и исключают зацепы за устройство в процессе проведения СПО первого 12 и второго 17 ряда колонны труб.
Расширяются технологические возможности работы устройства при проведении  СПО с колоннами труб в наклонной скважине, так как устройство позволяет проводить последовательный спуск в одну скважину двух колонн труб с любым типоразмером опорного фланца устьевой арматуры.
Устройство для герметизации устья наклонной скважины при проведении спуско-подъёмных операций двухрядной колонны труб позволяет:
- повысить надёжность работы устройства;
- регулировать угол наклона превентора при установке его на опорный фланец устьевой арматуры наклонной скважины;
- сократить продолжительность проведения работ при проведении СПО с колонной труб в наклонной скважине;
- расширить технологические возможности работы устройства при проведении  последовательного СПО с двумя колоннами труб в наклонной скважине.