Результат интеллектуальной деятельности: Превентор

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), в том числе на скважинах с наклонным устьем двухрядной колонны труб, охраны недр и окружающей среды.

Известен противовыбросовый плашечный превентор (патент RU № 2214499, МПК Е21В 33/06, опубл. 20.10.2003 в бюл. № 29), 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 устройства являются:

- во-первых, несовершенство конструкции устройства, обусловленное невозможностью проведения спуско-подъёмных операций (СПО) с колоннами труб без замены трубных плашек и эластичных уплотнителей на требуемый типоразмер при проведении СПО с двухрядной колонной труб в паронагнетательной скважине с наклонным устьем. Например, в наклонную скважину спущена двухрядная колонна труб (например, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 89 мм и колонна НКТ 60 мм). Сначала в превентор устанавливают трубные плашки с эластичными элементами под НКТ 89 мм, затем после окончания работ с колонной НКТ 89 мм необходимо заменить трубные плашки и эластичные элементы под колонну НКТ 60 мм. Согласно требований безопасности проведения работ замена трубных плашек и эластичных элементов должна проводиться на испытательном стенде с последующей гидравлической опрессовкой. Для этого превентор необходимо снять с наклонного устья скважины, вывезти на базу производственного обслуживания, где произвести замену трубных плашек и эластичных элементов на требуемый типоразмер (под НКТ 60 мм). Произвести гидравлическую опрессовку заменённых трубных плашек и эластичных элементов на испытательном стенде. После этого превентор с замененными трубными плашками и эластичными элементами необходимо вернуть на скважину и установить на наклонное устье для проведения дальнейших работ с колонной НКТ 60 мм. Либо на устье скважины необходимо иметь опрессованный второй превентор под требуемый типоразмер (НКТ 60 мм), чтобы произвести замену превенторов непосредственно на наклонном устье скважины;

- во-вторых, низкая эффективность в работе, обусловленная ограниченными функциональными возможностями, которые не позволяют оперативно перекрыть внутреннее пространство колонны труб, спущенной в скважину при возникновении НГВП, так как для этих целей необходимо использовать дополнительные устройства, устанавливаемые на устье скважины на верхний конец герметизируемой колонны труб (переводники соответствующего колонне труб типоразмера, шаровые краны);

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин сверхвязкой нефти при текущем и капитальном ремонте при ликвидации НГВП, обусловленная невозможностью оперативно в течение 3-5 мин перекрыть внутреннее пространство колонны труб на устье скважины. Так для перекрытия внутреннего пространства колонны труб на устье скважины при возникновении НГВП необходимо использовать отдельное устройство – шаровой кран, который должен находиться на устье скважины и иметь соответствующий переводник для крепления на верхний конец колонны труб, спущенной в скважину, при этом на его монтаж затрачивается от 10 до 15 мин, поэтому оперативная ликвидация НГВП является залогом безопасности проведения работ;

- в-четвёртых, эластичные элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250 °С.

Известен гидравлический управляемый превентор (патент US №5505426, МПК Е21В 33/06, опубл. 09.04.1996), включающий корпус с центральным осевым отверстием и двумя ярусами горизонтальных полостей, в которых размещены плашки со сменными уплотнителями, размещенными в пазах, выполненных в корпусе плашек, установленные снаружи корпуса соосно горизонтальным полостям боковых патрубков, в которых размещены механизмы перемещения плашек, включающие гидроцилиндры, резьбовые штоки, взаимодействующие с гайками боковых патрубков, уплотнения и штурвалы ручного управления.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, несовершенство конструкции устройства, обусловленное невозможностью проведения СПО с колоннами труб без замены трубных плашек и эластичных уплотнителей на требуемый типоразмер при проведении СПО с двухрядной колонной труб в паронагнетательной скважине с наклонным устьем. Например, в наклонную скважину спущена двухрядная колонна труб (например, НКТ 89 мм и колонна НКТ 60 мм). Сначала в превентор устанавливают трубные плашки с эластичными элементами под НКТ 89 мм, затем после окончания работ с колонной НКТ 89 мм необходимо заменить трубные плашки и эластичные элементы под колонну НКТ 60 мм. Согласно требований безопасности проведения работ замена трубных плашек и эластичных элементов должна проводиться на испытательном стенде с последующей гидравлической опрессовкой. Для этого превентор необходимо снять с наклонного устья скважины. Вывезти на базу производственного обслуживания, где произвести замену трубных плашек и эластичных элементов на требуемый типоразмер (под НКТ 60 мм). Произвести гидравлическую опрессовку заменённых трубных плашек и эластичных элементов на испытательном стенде. После этого превентор с замененными трубными плашками и эластичными элементами необходимо вернуть на скважину и установить на наклонное устье для проведения дальнейших работ с колонной НКТ 60 мм. Либо на устье скважины необходимо иметь опрессованный второй превентор под требуемый типоразмер (НКТ 60 мм), чтобы произвести замену превенторов непосредственно на наклонном устье скважины;

- во-вторых, низкая эффективность в работе, обусловленная ограниченными функциональными возможностями, которые не позволяют оперативно перекрыть внутреннее пространство колонны труб, спущенной в скважину при возникновении НГВП, так как для этих целей необходимо использовать дополнительные устройства, устанавливаемые на устье скважины на верхний конец герметизируемой колонны труб (переводники соответствующего колонне труб типоразмера, шаровые краны);

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин сверхвязкой нефти при текущем и капитальном ремонте при ликвидации НГВП, обусловленная невозможностью оперативно в течении 3–5 мин перекрыть внутреннее пространство колонны труб на устье скважины. Так для перекрытия внутреннего пространства колонны труб на устье скважины при возникновении НГВП необходимо использовать отдельное устройство – шаровой кран, который должен находиться на устье скважины и иметь соответствующий переводник для крепления на верхний конец колонны труб, спущенной в скважину, при этом на его монтаж затрачивается от 10 до 15 мин, поэтому оперативная ликвидация НГВП является залогом безопасности проведения работ;

- в-четвёртых, эластичные элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200–250°С.

- в-пятых, низкая надёжность в работе, обусловленная наличием гидропривода перемещения плашек, который со временем начинает протекать вследствие износа.

Известен превентор (патент RU № 2237795, Е21В 33/06, опубл. 10.10.2004), содержащий корпус с вертикальным осевым каналом и симметрично расположенными относительно него боковыми горизонтальными каналами с круглым поперечным сечением, причем продольная ось горизонтальных каналов расположена перпендикулярно оси вертикального канала, установленные в горизонтальных каналах с возможностью продольного перемещения плашечные блоки цилиндрической формы, в каждом из которых размещены верхняя трубная плашка с радиальной выемкой под герметизируемую трубу и нижняя глухая плашка, снабженные эластичными уплотнителями, взаимодействующими друг с другом боковыми и горизонтальной поверхностями, причем плашечные блоки установлены в горизонтальных каналах с зазорами, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки верхних и нижних плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с гайкой, соединенной с корпусом, причем плашечные блоки связаны с горизонтальными каналами корпуса шпоночным соединением, выполненным, например, в виде шпонки, неподвижно установленной по образующей в нижней части горизонтального канала, и взаимодействующей со шпоночным пазом, выполненным по образующей в нижней части плашечного блока.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, несовершенство конструкции устройства, обусловленное невозможностью проведения СПО с колоннами труб без замены трубных плашек и эластичных уплотнителей на требуемый типоразмер при проведении СПО с двухрядной колонной труб в паронагнетательной скважине с наклонным устьем. Например, в наклонную скважину спущена двухрядная колонна труб (например, НКТ 89 мм и колонна НКТ 60 мм). Сначала в превентор устанавливают трубные плашки с эластичными элементами под НКТ 89 мм, затем после окончания работ с колонной НКТ 89 мм необходимо заменить трубные плашки и эластичные элементы под колонну НКТ 60 мм. Согласно требований безопасности проведения работ замена трубных плашек и эластичных элементов должна проводиться на испытательном стенде с последующей гидравлической опрессовкой. Для этого превентор необходимо снять с наклонного устья скважины. Вывезти на базу производственного обслуживания, где произвести замену трубных плашек и эластичных элементов на требуемый типоразмер (под НКТ 60 мм). Произвести гидравлическую опрессовку заменённых трубных плашек и эластичных элементов на испытательном стенде. После этого превентор с замененными трубными плашками и эластичными элементами необходимо вернуть на скважину и установить на наклонное устье для проведения дальнейших работ с колонной НКТ 60 мм. Либо на устье скважины необходимо иметь опрессованный второй превентор под требуемый типоразмер (НКТ 60 мм), чтобы произвести замену превенторов непосредственно на наклонном устье скважины;

- во-вторых, низкая эффективность в работе, обусловленная ограниченными функциональными возможностями, которые не позволяют оперативно перекрыть внутреннее пространство колонны труб, спущенной в скважину при возникновении НГВП, так как для этих целей необходимо использовать дополнительные устройства, устанавливаемые на устье скважины на верхний конец герметизируемой колонны труб (переводники соответствующего колонне труб типоразмера, шаровые краны);

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин сверхвязкой нефти при текущем и капитальном ремонте при ликвидации НГВП, обусловленная невозможностью оперативно в течении 3–5 мин перекрыть внутреннее пространство колонны труб на устье скважины. Так для перекрытия внутреннего пространства колонны труб на устье скважины при возникновении НГВП необходимо использовать отдельное устройство – шаровой кран, который должен находиться на устье скважины и иметь соответствующий переводник для крепления на верхний конец колонны труб, спущенной в скважину, при этом на его монтаж затрачивается от 10 до 15 мин, поэтому оперативная ликвидация НГВП является залогом безопасности проведения работ;

- в-четвёртых, эластичные элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200–250°С;

- в-пятых, глухие плашки не позволяют использовать превентор при работе с двухрядной колонной труб.

Известен превентор (патент RU № 2212517, МПК E21B 33/06, опубл. 20.09.2003 в бюл. № 26), содержащий корпус с осевым каналом для прохода труб в скважину, крышки, где размещены механизмы винтового привода. Винтовой привод обеспечивает движение трубных плашек верхней секции превентора. Винтовой привод обеспечивает движение трубных плашек нижней секции превентора. Винтовой привод обеспечивает привод пластины с подвижной пробкой. Трубные плашки верхней секции превентора обеспечивают герметизацию труб одного типоразмера. Трубные плашки нижней секции превентора обеспечивают герметизацию труб другого типоразмера.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, несовершенство конструкции устройства, обусловленное невозможностью проведения СПО с колоннами труб без замены трубных плашек и эластичных уплотнителей на требуемый типоразмер при проведении СПО с двухрядной колонной труб в паронагнетательной скважине с наклонным устьем. Например, в наклонную скважину спущена двухрядная колонна труб (например, НКТ 89 мм и колонна НКТ 60 мм). Сначала в превентор устанавливают трубные плашки с эластичными элементами под НКТ 89 мм, затем после окончания работ с колонной НКТ 89 мм необходимо заменить трубные плашки и эластичные элементы под колонну НКТ 60 мм. Согласно требований безопасности проведения работ замена трубных плашек и эластичных элементов должна проводиться на испытательном стенде с последующей гидравлической опрессовкой. Для этого превентор необходимо снять с наклонного устья скважины. Вывезти на базу производственного обслуживания, где произвести замену трубных плашек и эластичных элементов на требуемый типоразмер (под НКТ 60 мм). Произвести гидравлическую опрессовку заменённых трубных плашек и эластичных элементов на испытательном стенде. После этого превентор с замененными трубными плашками и эластичными элементами необходимо вернуть на скважину и установить на наклонное устье для проведения дальнейших работ с колонной НКТ 60 мм. Либо на устье скважины необходимо иметь опрессованный второй превентор под требуемый типоразмер (НКТ 60 мм), чтобы произвести замену превенторов непосредственно на наклонном устье скважины;

- во-вторых, низкая эффективность в работе, обусловленная ограниченными функциональными возможностями, которые не позволяют оперативно перекрыть внутреннее пространство колонны труб, спущенной в скважину при возникновении НГВП, так как для этих целей необходимо использовать дополнительные устройства, устанавливаемые на устье скважины на верхний конец герметизируемой колонны труб (переводники соответствующего колонне труб типоразмера, шаровые краны);

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин сверхвязкой нефти при текущем и капитальном ремонте при ликвидации НГВП, обусловленная невозможностью оперативно в течение 3–5 мин перекрыть внутреннее пространство колонны труб на устье скважины. Так для перекрытия внутреннего пространства колонны труб на устье скважины при возникновении НГВП необходимо использовать отдельное устройство – шаровой кран, который должен находиться на устье скважины и иметь соответствующий переводник для крепления на верхний конец колонны труб, спущенной в скважину, при этом на его монтаж затрачивается от 10 до 15 мин, поэтому оперативная ликвидация НГВП является залогом безопасности проведения работ;

- в-четвёртых, эластичные элементы превентора 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 в бюл. № 28), 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, несовершенство конструкции устройства, обусловленное невозможностью проведения СПО с колоннами труб без замены трубных плашек и эластичных уплотнителей на требуемый типоразмер при проведении СПО с двухрядной колонной труб в паронагнетательной скважине с наклонным устьем. Например, в наклонную скважину спущена двухрядная колонна труб (например, НКТ 89 мм и колонна НКТ 60 мм). Сначала в превентор устанавливают трубные плашки с эластичными элементами под НКТ 89 мм, затем после окончания работ с колонной НКТ 89 мм необходимо заменить трубные плашки и эластичные элементы под колонну НКТ 60 мм. Согласно требований безопасности проведения работ замена трубных плашек и эластичных элементов должна проводиться на испытательном стенде с последующей гидравлической опрессовкой. Для этого превентор необходимо снять с наклонного устья скважины. Вывезти на базу производственного обслуживания, где произвести замену трубных плашек и эластичных элементов на требуемый типоразмер (под НКТ 60 мм). Произвести гидравлическую опрессовку заменённых трубных плашек и эластичных элементов на испытательном стенде. После этого превентор с замененными трубными плашками и эластичными элементами необходимо вернуть на скважину и установить на наклонное устье для проведения дальнейших работ с колонной НКТ 60 мм. Либо на устье скважины необходимо иметь опрессованный второй превентор под требуемый типоразмер (НКТ 60 мм), чтобы произвести замену превенторов непосредственно на наклонном устье скважины;

- во-вторых, низкая эффективность в работе, обусловленная ограниченными функциональными возможностями, которые не позволяют оперативно перекрыть внутреннее пространство колонны труб, спущенной в скважину при возникновении НГВП, так как для этих целей необходимо использовать дополнительные устройства, устанавливаемые на устье скважины на верхний конец герметизируемой колонны труб (переводники, соответствующего колонне труб типоразмера, шаровые краны);

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин сверхвязкой нефти при текущем и капитальном ремонте при ликвидации НГВП, обусловленная невозможностью оперативно в течении 3–5 мин перекрыть внутреннее пространство колонны труб на устье скважины. Так для перекрытия внутреннего пространства колонны труб на устье скважины при возникновении НГВП необходимо использовать отдельное устройство – шаровой кран, который должен находиться на устье скважины и иметь соответствующий переводник для крепления на верхний конец колонны труб, спущенной в скважину, при этом на его монтаж затрачивается от 10 до 15 мин, поэтому оперативная ликвидация НГВП является залогом безопасности проведения работ;

- в-четвёртых, эластичные элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200–250°С.

Техническими задачами изобретения являются расширение технологических возможностей за счет усовершенствования конструкции превентора, обеспечивающей проведение СПО с двухрядной колонной труб, повышение эффективности и безопасности работ при возникновении и ликвидации НГВП на устье наклонной скважины сверхвязкой нефти, а также обеспечение герметичности устройства в случае выброса пара.

Поставленные технические задачи решаются превентором, содержащим верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, в корпусе относительно осевого канала симметрично расположены верхний и нижний ряды боковых горизонтальных каналов, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала корпуса превентора, в каждом из боковых горизонтальных каналов с возможностью продольного перемещения установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпуса плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках.

Новым является то, что верхняя часть осевого канала корпуса оснащена конической посадочной поверхностью, сужающейся сверху вниз с возможностью установки в неё сменного шарового крана, в верхнем фланце симметрично и перпендикулярно осевому каналу корпуса выполнены дополнительные горизонтальные каналы, имеющие круглую форму в поперечном сечении, снаружи в дополнительные горизонтальные каналы в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальных каналах, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурными пазами, верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и жесткой фиксации сменной герметизирующей вставки в конической посадочной поверхности корпуса фигурными пазами ползунов, при проведении спуско-подъёмных операций в скважине с двухрядной колонной труб в плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналах размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с минимальным наружным диаметром, а в плашечных блоках нижних боковых горизонтальных каналах размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с максимальным наружным диаметром.

Новым также является то, что эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины.

На фиг. 1–3 в продольном разрезе схематично в процессе работы изображен предлагаемый превентор.

Превентор содержит верхний 1 (фиг. 1) и нижний 2 фланцы, жестко соединённые с корпусом 3. Корпус 3 оснащен вертикальным круглым осевым каналом 4. В корпусе 3 относительно осевого канала 4 симметрично расположены верхние 5´ и 5´´, а также нижние 5´´´ и 5´´´´боковые горизонтальные каналы.

Продольные оси верхних 5´ и 5´´, а также нижних 5´´´ и 5´´´´ боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала 4.

Верхние 5´ и 5´´, а также нижние 5´´´ и 5´´´´ боковые горизонтальные каналы относительно друг друга могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1–3), так и повернуты на 90° (на фиг. 1–3 не показано) относительно друг друга.

В верхнем фланце 1 симметрично и перпендикулярно осевому каналу 4 корпуса 1 выполнены дополнительные горизонтальные каналы 6´ и 6´´.

Дополнительные горизонтальные каналы 6´ и 6´´ в верхнем фланце 1 и верхние боковые горизонтальные каналы 5´ и 5´´ корпуса 3 могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1–3), так и повернуты на 90° (на фиг. 1–3 не показано) относительно друг друга.

В верхних боковых горизонтальных каналах 5´ и 5´´, выполненных в корпусе 3 с возможностью продольного перемещения, установлены соответствующие плашечные блоки 7´ и 7´´, в которых размещены трубные плашки 8´ и 8´´, снабженные соответственно эластичными уплотнителями 9´ и 9´´. Также в верхних 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. 1–3 не показано), выполненных в трубных плашках 8´ и 8´´.

В нижних боковых 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 нижних 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. 1–3 не показано), выполненных в трубных плашках 8´´´ и 8´´´´ (фиг. 1–3).

Верхние 5´ и 5´´, а также нижние 5´´´ и 5´´´´ боковые горизонтальные каналы относительно друг друга размещены на расстоянии, исключающем помехи в работе штурвалов ручных приводов 10´, 10´´ и 10´´´, 10´´´´.

Верхняя часть осевого канала 4 корпуса 3 оснащена конической посадочной поверхностью 14, сужающейся сверху вниз с возможностью установки в неё сменного шарового крана 15. Например, угол наклона α конической посадочной поверхности 14 составляет 7°, что позволяет удобно монтировать сменный шаровой кран 15 в верхней части осевого канала 4 корпуса 3.

Сменный шаровой кран 15 имеет снизу присоединительную резьбу, соответствующую типоразмеру применяемой колонны труб (фиг. 2–3).

Дополнительные горизонтальные каналы 6´ и 6´´, выполненные в верхнем фланце 1 имеют круглую форму в поперечном сечении, снаружи в дополнительные горизонтальные каналы 6´ и 6´´ в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры 16´ и 16´´. Винтовые упоры 16´ и 16´´ (на фиг. 1–3 показано условно) взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 17´ и 17´´цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальных каналах 6´ и 6´´. 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´´, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночного паза 18´ и 18´´ и жесткой фиксации сменного шарового крана 15 в конической посадочной поверхности 14 корпуса 3 фигурными пазами 19´ и 19´´ соответствующих ползунов 17´ и 17´´.

При проведении СПО в скважине с двухрядной колонной труб 21 и 22 в плашечных блоках 7´ и 7´´ (фиг. 1) верхних боковых горизонтальных каналах размещены трубные плашки 8´ и 8´´, снабженные эластичными уплотнителями 9´ и 9´´ для герметизации колонны труб 21 с минимальным наружным диаметром d, а в плашечных блоках 7´´´ и 7´´´´ нижних боковых горизонтальных каналах размещены трубные плашки 8´´´ и 8´´´´ с эластичными уплотнителями 9´´´ и 9´´´´ под колонну труб 22 с максимальным наружным диаметром D.

Шаровой кран 15 состоит из полого корпуса 23 с наружной конической поверхностью 24 снизу и посадочных сёдел 25, установленных внутри корпуса 23. Между посадочными сёдлами 25 установлен шар 26 с центральным проходным каналом 27. Рукоятка 28 жестко соединена с шаром 26 шарового крана 15 и имеет возможность поворота на 90°, что позволяет перекрыть внутреннее пространство 29 колонны труб 21 или 22 соответственно (фиг. 2–3).

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', 9'', 9''', 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.

Герметичность в боковых горизонтальных каналах 5´, 5´´, 5´´´, 5´´´´ и в дополнительных горизонтальных каналах 6´, 6´´ в процессе работы превентора обеспечивают уплотнительные кольца (на фиг. 1–3 показаны условно).

Предлагаемый превентор работает следующим образом.

Залежь сверхвязкой нефти разрабатывают паронагнетательными горизонтальными скважинами с наклонным устьем, при этом используют двухрядную колонну труб. По одной колонне труб, например колонне НКТ диаметром 89 мм закачивают пар, а по другой колонне труб, например колонне НКТ диаметром 60 мм производят отбор разогретой нефти, причём зоны закачки и отбора разделены пакером (на фиг. 1–3 не показано).

Для реализации вышеописанной технологии в процессе эксплуатации и ремонта скважин необходимо с устья наклонной скважины последовательно производить спуско-подъёмные операции колонн труб, колонн НКТ двух типоразмеров 89 и 60 мм, для этого используют конструкцию предлагаемого превентора.

На базе обслуживания, где имеется испытательный стенд (на фиг. 1–3 не показано) для гидравлической опрессовки превентора проводят опрессовку предлагаемой конструкции превентора в два этапа.

1-этап. В верхние боковые горизонтальные каналы 5´ и 5´´ (как показано на фиг. 3) монтируют соответствующие плашечные блоки 7´ и 7´´ (трубные плашки 8´ и 8´´ с эластичными уплотнителями 9´ и 9´´), соответствующие минимальному типоразмеру d колонны труб 21, спускаемой в скважину НКТ диаметром 60 мм.

После чего берут патрубок соответствующего диаметра d, равного 60 мм, и длиной, например равной 4 м, оснащённый снизу пакером (любой известной конструкции), и спускают патрубок в испытательную скважину (на фиг. 1–3 не показано), сажают пакер, а затем на устье испытательной скважины пропускают патрубок через вертикальный круглый осевой канал 4 корпуса 3, крепят превентор на опорном патрубке испытательной скважины. На испытательном стенде обвязывают верхний конец патрубка с насосом (любой известной конструкции).

Далее вращают штурвалы ручных приводов 10´ и 10´´ 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´´ обхватывают снаружи патрубок диаметром 60 мм по всему периметру его окружности.

Затем с помощью насоса (любой известной конструкции) создают гидравлическое давление в пространстве между патрубком НКТ 60 мм и превентором, возникающее под трубными плашками 8´ и 8´´ (фиг. 3). Созданное гидравлическое давление герметично прижимает эластичные уплотнители 9´ и 9´´ трубных плашек 8´ и 8´´ к наружной поверхности патрубка диаметром 60 мм, т.е. герметизируют пространство между патрубком диаметром 60 мм и превентором.

Испытывают, например, на двукратное ожидаемое значение закачки пара, равное 20 МПа, с выдержкой в течение 30 мин, при этом падение давления и течь через эластичные уплотнители 9´ и 9´´ трубных плашек 8´ и 8´´ не допускаются. После гидравлической опрессовки превентора круговым вращением штурвалов ручных приводов 10´ и 10´´ против часовой стрелки на 5–6 оборотов возвращают трубные плашки 8´ и 8´´ с эластичными уплотнителями 9´ и 9´´, как показано на фиг. 1.

2-этап. В нижние боковые горизонтальные каналы 5´´´ и 5´´´´ (как показано на фиг. 2) монтируют соответствующие плашечные блоки 7´´´ и 7´´´´, (трубные плашки 8´´´ и 8´´´´ с эластичными уплотнителями 9´´´ и 9´´´´), соответствующий максимальному типоразмеру D колонны труб 22, спускаемой в скважину НКТ диаметром 89 мм.

После чего берут патрубок соответствующего диаметра D, равного 89 мм, и длиной, например, равной 4 м, оснащённый снизу пакером (любой известной конструкции), и спускают патрубок в испытательную скважину (на фиг. 1–3 не показано), сажают пакер, а затем на устье испытательной скважины пропускают патрубок через вертикальный круглый осевой канал 4 корпуса 3, крепят превентор на опорном патрубке испытательной скважины. На испытательном стенде обвязывают верхний конец патрубка с насосом (любой известной конструкции).

Далее вращают штурвалы ручных приводов 10´´´ и 10´´´´ 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´´´´ обхватывают снаружи патрубок диаметром 89 мм по всему периметру его окружности.

Далее с помощью насоса (любой известной конструкции) создают гидравлическое давление в пространстве между патрубком НКТ 89 мм и превентором, возникающее под трубными плашками 8´´´ и 8´´´´ (фиг. 2). Созданное гидравлическое давление герметично прижимает эластичные уплотнители 9´´´ и 9´´´´ трубных плашек 8´´´ и 8´´´´ к наружной поверхности патрубка диаметром 89 мм, т.е. герметизируют пространство между патрубком диаметром 89 мм и превентором.

Испытывают, как указано выше, на гидравлическое давление, равное 20 МПа, с выдержкой в течение 30 мин, при этом падение давления и течь через эластичные уплотнители 9´´´ и 9´´´´ трубных плашек 8´´´ и 8´´´´ не допускаются. После гидравлической опрессовки превентора круговым вращением штурвалов ручных приводов 10´´´ и 10´´´´ против часовой стрелки на 5–6 оборотов возвращают трубные плашки 8´´´ и 8´´´´ с эластичными уплотнителями 9´´´ и 9´´´´, как показано на фиг. 1.

Превентор, прошедший успешно испытания на базе обслуживания в два этапа на герметичность, отправляют на скважину.

Превентор нижним фланцем 2 через адаптер (на фиг. 1–3 не показано) крепят на посадочном фланце наклонного устья скважины в положении, показанном на фиг. 1.

Далее производят спуск колонны труб 22 максимального типоразмера D (колонну НКТ диаметром 89 мм) через предлагаемый перевентор.

В процессе спуска колонну труб 22 перемещают через вертикальный осевой канал 4 корпуса 3 (фиг. 1) до достижения забоя наклонной скважины (на фиг. 1–3 не показано).

Перед спуском колонны труб 21 минимального типоразмера d (колонны НКТ диаметром 60 мм) применяют переходную катушку, которую крепят на крестовине трубодержателя двухрядной колонны труб (на фиг. 1–3 не показано), закреплённой на посадочном фланце наклонного устья скважины. После чего устанавливают и закрепляют превентор на переходной катушке и далее производят спуск колонны труб 21 через предлагаемый превентор.

Переходную катушку применяют любой известной конструкции, например изготавливаемую в ООО «ТМС-БурСервис» (Российская Федерация, Республика, Татарстан, г. Альметьевск).

В процессе спуска колонну труб 21 перемещают через вертикальный осевой канал 4 корпуса 3 (фиг. 1) до достижения забоя наклонной скважины (на фиг. 1–3 не показано).

В процессе последовательного проведения СПО с колоннами труб 22 (диаметром D, колонна НКТ диаметром 89 мм) и 21 (диаметром d, т.е. колонну НКТ диаметром 60 мм) может возникнуть НГВП для этого необходимо загерметизировать пространство между превентором и колонной труб 21 или 22, соответствующими эластичными уплотнителями 9´ и 9´´ трубных плашек 8´ и 8´´ или эластичными уплотнителями 9´´´ и 9´´´´ трубных плашек 8´´´ и 8´´´´. Также необходимо принять технологические меры по ликвидации выбросовых явлений, т.е. перекрыть внутреннее пространство колонны труб 21 или 22.

Например, при возникновении НГВП с колонной труб 22 диаметром D (колонна НКТ диаметром 89 мм) на устье наклонной скважины в коническую посадочную поверхность 14 (фиг. 2) верхней части осевого канала 4 корпуса 3 устанавливают конической поверхностью 23 сменный шаровой кран 15, имеющий снизу присоединительную резьбу диаметром Dc по ГОСТ 633-80 под колонну НКТ 89 мм.

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 соответствующих дополнительных горизонтальных каналах 6´ и 6´´.

Благодаря вращению винтовых упоров 16´ и 16´´ ползуны 17´ и 17´´ совершают радиальное перемещение в соответствующих дополнительных 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 18´ и 18´´ радиально вращаться. В результате фигурные пазы 19´ и 19´´ соответствующих ползунов 18´ и 18´´, не имеющие возможность кругового вращения, жестко фиксируют сменный шаровой кран 15 в конической посадочной поверхности 14 осевого канала 4 корпуса 3.

Далее поворачивают рукоятку 28 (фиг. 3), жестко соединённую с шаром 26, оснащённым центральным проходным каналом 27 на 90°, например по часовой стрелке. В результате центральный проходной канал 27 занимает горизонтальное положение, при котором ось центрального проходного канала 27 перпендикулярна с осью колонны труб 22, при этом шаровой кран 15 занимает положение «ЗАКРЫТО» (фиг. 2).

Далее вращают штурвалы ручных приводов 10´´´ и 10´´´´ 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´´´´ обхватывают снаружи патрубок диаметром 89 мм по всему периметру его окружности, возникающее под трубными плашками 8´´´ и 8´´´´ при НГВП давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 9´´´ и 9´´´´ трубных плашек 8´´´ и 8´´´´ к наружной поверхности колонны труб 22. Таким образом герметизируют пространство между превентором и колонной труб 22. Положение трубных плашек 8´´´ и 8´´´´ контролируют по ввернутому положению штурвалов ручных приводов 10´´´ и 10´´´´.

После ликвидации НГВП, т.е. после сброса давления в скважине открывают превентор (разгерметизируют пространство между превентором и колонной труб 22) и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 22.

Для этого сначала открывают превентор 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 превентора, т.е. возвращают трубные плашки 8´´´ и 8´´´´ с эластичными уплотнителями 9´´´ и 9´´´´ в положение, показанное на фиг. 1.

Далее поворотом рукоятки 28 шарового крана 15 в направлении против часовой стрелки на угол 90° открывают шаровой кран 15. В результате центральный проходной канал 27 занимает вертикальное положение, при котором ось центрального проходного канала 27 совпадает с осью колонны труб 22, при этом шаровой кран 15 занимает положение «ОТКРЫТО».

Для извлечения сменного шарового крана 15 из конической посадочной поверхности 14 осевого канала 4 корпуса 3 синхронно на 5–6 оборотов против часовой стрелки вращают винтовые упоры 16´ и 16´´, отодвигают выдвижные ползуны 17´ и 17´´ внутрь дополнительных горизонтальных каналов 6´ и 6´´ внутрь корпуса 3 до взаимодействия с торцами винтовых упоров 16´ и 16´´ (фиг. 1).

Убедившись в отсутствии выброса НГВП по колонне труб 22 отворачивают сменный шаровой кран 15 с верхнего конца колонны труб 22 по присоединительной резьбе Dc и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 22.

При возникновении НГВП с колонной труб 21 диаметром d (колонна НКТ диаметром 60 мм) на устье наклонной скважины в коническую посадочную поверхность 14 (фиг. 3) верхней части осевого канала 4 корпуса 3 устанавливают конической поверхностью 23 сменный шаровой кран 15, имеющий снизу присоединительную резьбу диаметром dc по ГОСТ 633-80 под колонну НКТ 60 мм.

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 соответствующих дополнительных горизонтальных каналах 6´ и 6´´. Благодаря вращению винтовых упоров 16´ и 16´´ ползуны 17´ и 17´´ совершают радиальное перемещение в соответствующих дополнительных 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 18´ и 18´´ радиально вращаться. В результате фигурные пазы 19´ и 19´´ соответствующих ползунов 18´ и 18´´, не имеющие возможность кругового вращения, жестко фиксируют сменный шаровой кран 15 в конической посадочной поверхности 14 осевого канала 4 корпуса 3.

Далее поворачивают рукоятку 28 (фиг. 3), жестко соединённую с шаром 26, оснащённым центральным проходным каналом 27 на 90°, например по часовой стрелке. В результате центральный проходной канал 27 занимает горизонтальное положение, при котором ось центрального проходного канала 27 перпендикулярна с осью колонны труб 21, при этом шаровой кран 15 занимает положение «ЗАКРЫТО» (фиг. 2).

Далее вращают штурвалы ручных приводов 10´ и 10´´ 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´´ обхватывают снаружи патрубок диаметром 60 мм по всему периметру его окружности, возникающее под трубными плашками 8´ и 8´´ при НГВП давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 9´ и 9´´ трубных плашек 8´ и 8´´ к наружной поверхности колонны труб 21. Таким образом герметизируют пространство между превентором и колонной труб 21. Положение трубных плашек 8´ и 8´´ контролируют по ввернутому положению штурвалов ручных приводов 10´ и 10´´.

После ликвидации НГВП, т.е. после сброса давления в скважине, открывают превентор (разгерметизируют пространство между превентором и колонной труб 21) и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 21.

Для этого сначала открывают превентор 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 превентора, т.е. возвращают трубные плашки 8´ и 8´´ с эластичными уплотнителями 9´ и 9´´ в положение, показанное на фиг. 1.

Далее поворотом рукоятки 28 шарового крана 15 в направлении против часовой стрелки на угол 90° открывают шаровой кран 15. В результате центральный проходной канал 27 занимает вертикальное положение, при котором ось центрального проходного канала 27 совпадает с осью колонны труб 21, при этом шаровой кран 15 занимает положение «ОТКРЫТО» (фиг. 3).

Для извлечения сменного шарового крана 15 из конической посадочной поверхности 14 осевого канала 4 корпуса 3 синхронно на 5–6 оборотов против часовой стрелки вращают винтовые упоры 16´ и 16´´ и отодвигают выдвижные ползуны 17´ и 17´´ в соответствующих дополнительных горизонтальных каналах 6´ и 6´´ внутрь корпуса 3 до взаимодействия с торцами винтовых упоров 16´ и 16´´ (фиг. 1).

Убедившись в отсутствии выброса НГВП по колонне труб 21 отворачивают сменный шаровой кран 15 с верхнего конца колонны труб 21 по присоединительной резьбе dc и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 21.

Предлагаемый превентор имеет усовершенствованную конструкцию, т.е. позволяет проводить в процессе эксплуатации и ремонта скважин СПО с двухрядной колонной труб без замены трубных плашек и эластичных уплотнителей на требуемый типоразмер с вывозом превентора для опрессовки на специальном стенде благодаря тому, что превентор оснащён двумя рядами боковых горизонтальных каналов, расположенных друг под другом, оснащенных трубными плашками с эластичными элементами под два типоразмера колонны труб. Кроме того, превентор позволяет проводить предварительную гидравлическую опрессовку на специальном стенде на базе производственного обслуживания.

Предлагаемый превентор обладает высокой эффективностью в работе в сравнении с прототипом, так как оснащён двумя рядами боковых горизонтальных каналов, расположенных друг под другом, каждый из которых оснащен трубными плашками с эластичными элементами под требуемый типоразмер колонны труб, благодаря чему расширяются его функциональные возможности, т.е. превентор позволяет загерметизировать пространство между превентором и колонной труб с любым из диаметров D или d.

Эластичные уплотнители 9', 9'', 9''', 9'''' выполнены из термостойкой губки ВРП-1, обеспечивающей герметичность превентора при выбросе пара в интервале температур от минус 65 до плюс 300°С.

Применение превентора повышает безопасность проведения работ на устье наклонных скважин сверхвязкой нефти при текущем и капитальном ремонте при ликвидации НГВП, так как предлагаемый превентор благодаря наличию в конструкции сменного шарового крана позволяет оперативно в течение 3–5 мин перекрыть внутреннее пространство колонны труб, спущенной в скважину.

Предлагаемый превентор имеет:

- более широкие технологические возможности за счет усовершенствования конструкции;

- высокую эффективность в работе;

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

- герметичность в случае выброса пара при температуре до плюс 300°C.