RU2732177C1 - Stand for pressure gauge preventer in inclined well - Google Patents
Stand for pressure gauge preventer in inclined well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2732177C1 RU2732177C1 RU2020116700A RU2020116700A RU2732177C1 RU 2732177 C1 RU2732177 C1 RU 2732177C1 RU 2020116700 A RU2020116700 A RU 2020116700A RU 2020116700 A RU2020116700 A RU 2020116700A RU 2732177 C1 RU2732177 C1 RU 2732177C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- support pipe
- preventer
- pipe
- support
- well
- Prior art date
Links
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 34
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 29
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 238000002788 crimping Methods 0.000 claims description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 8
- 244000273618 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 229910000897 Babbitt (metal) Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- -1 for example Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000639 Spring steel Inorganic materials 0.000 description 1
- RRLHMJHRFMHVNM-BQVXCWBNSA-N [(2s,3r,6r)-6-[5-[5-hydroxy-3-(4-hydroxyphenyl)-4-oxochromen-7-yl]oxypentoxy]-2-methyl-3,6-dihydro-2h-pyran-3-yl] acetate Chemical compound C1=C[C@@H](OC(C)=O)[C@H](C)O[C@H]1OCCCCCOC1=CC(O)=C2C(=O)C(C=3C=CC(O)=CC=3)=COC2=C1 RRLHMJHRFMHVNM-BQVXCWBNSA-N 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для опрессовки превентора в наклонной скважине в полевых условиях и/или на стендовой наклонной скважине базы производственного обслуживания (БПО).The invention relates to the oil industry and is intended for pressure testing a preventer in an inclined well in the field and / or on a bench inclined well of a production service base (BPO).
Известно устройство для опрессовки превентора на скважине (RU№ 2708737, опубл. 11.12.2019), включающее опорную трубу, проходящую через корпус превентора, установленный в опорной трубе полый шток и размещённую на опорной трубе резиновую манжету. Снизу опорная труба оснащена сверху вниз верхним и нижним рядами радиальных каналов, причём на опорной трубе жестко закреплены верхняя и нижняя втулки, между которыми установлена резиновая манжета, выполненная в виде самоуплотняющейся манжеты. Опорная труба снабжена сквозными продольными пазами, в которые установлены пальцы, которые с одной стороны соединены с кожухом, установленным на наружной поверхности корпуса под нижней втулкой, а с другой – с заглушенным сверху полым штоком, размещенным внутри опорной трубы, причём в исходном положении полый шток сверху герметично перекрывает верхний ряд радиальных каналов опорной трубы, а снизу полый шток гидравлически сообщает пространство под опорной трубой с пространством выше самоуплотняющейся манжеты посредством сквозных продольных каналов, выполненных в полом штоке напротив нижнего ряда радиальных каналов опорной трубы. В исходном положении самоуплотняющаяся манжета находится внутри кожуха, а в рабочем положении кожух и полый шток имеют возможность осевого ограниченного перемещения по сквозным продольным пазам опорной трубы до упора кожуха в наружный цилиндрический выступ, выполненный на нижнем конце опорной трубы. Полый шток герметично перекрывает нижний ряд радиальных каналов опорной трубы, причём опорная труба снизу снабжена жестким центратором, оснащённым наружными переточными каналами и снизу подпружинивающим кожух. Наружный диаметр d1 жесткого центратора больше наружного диаметра d2 кожуха, в котором находится самоуплотняющаяся манжета в исходном положении, при этом верхний конец опорной трубы гидравлически обвязан с насосом.There is a known device for pressure testing a blowout preventer on a well (RU # 2708737, publ. 12/11/2019), which includes a support pipe passing through the preventer housing, a hollow rod installed in the support pipe and a rubber cuff placed on the support pipe. From below, the support tube is equipped from top to bottom with upper and lower rows of radial channels, and the upper and lower bushings are rigidly fixed to the support tube, between which a rubber cuff is installed, made in the form of a self-sealing cuff. The support pipe is equipped with through longitudinal grooves, in which pins are installed, which, on the one hand, are connected to the casing installed on the outer surface of the housing under the lower sleeve, and on the other, to a hollow stem plugged from above, located inside the support pipe, and in the initial position, the hollow stem from above it hermetically overlaps the upper row of radial channels of the support pipe, and from below, the hollow rod hydraulically communicates the space under the support pipe with the space above the self-sealing collar by means of through longitudinal channels made in the hollow rod opposite the lower row of radial channels of the support pipe. In the initial position, the self-sealing collar is inside the casing, and in the operating position, the casing and the hollow rod have the possibility of axial limited movement along the through longitudinal grooves of the support pipe until the casing stops in the outer cylindrical protrusion made at the lower end of the support pipe. The hollow rod hermetically overlaps the lower row of radial channels of the support pipe, and the support pipe is equipped with a rigid centralizer from below, equipped with external overflow channels and a spring-loaded casing from below. The outer diameter d 1 of the rigid centralizer is greater than the outer diameter d 2 of the casing, in which the self-sealing collar is in its initial position, while the upper end of the support pipe is hydraulically connected to the pump.
Недостатки данного устройства:Disadvantages of this device:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (кожух, самоуплотняющаяся манжета и т.д.), и как следствие сложность сборки;- firstly, the complexity of the design due to the large number of units and parts (casing, self-sealing cuff, etc.), and as a consequence, the complexity of the assembly;
- во-вторых, высокая себестоимость изготовления, связанная с большим количеством технологически сложных узлов и деталей (кожух, самоуплотняющаяся манжета и т.д.);- secondly, the high production cost associated with a large number of technologically complex units and parts (casing, self-sealing cuff, etc.);
- в-третьих, низкая надёжность опрессовки превентора в наклонной скважине или стендовой скважине БПО, связанная с некачественной центровкой устройства относительно опрессовываемого превентора в наклонной скважине, что приводит к неравномерному охвату эластичными плашками превентора герметизируемой трубы, и, как следствие, потеря герметичности при опрессовке особенно при давлениях опрессовки 15,0-25,0 МПа, что не даёт возможности опрессовать превентор;- thirdly, the low reliability of pressure testing of the preventer in an inclined well or BPO bench well, associated with poor alignment of the device with respect to the pressure-controlled preventer in an inclined well, which leads to uneven coverage of the sealed pipe with elastic rams of the preventer, and, as a consequence, loss of tightness during pressure testing, especially at pressures of 15.0-25.0 MPa, which makes it impossible to pressurize the preventer;
- в-четвёртых, ограниченные функциональные возможности при опрессовке превентора в полевых условиях. Это связано с тем, что нижний фланец превентора имеет один типоразмер диаметра, например 380 мм. А опорные фланцы наклонных скважин, где предполагается опрессовывать превентор в зависимости от устьевых арматур имеют различные диаметры, например 300 или 445 мм. Поэтому возникает необходимость подбора наклонной скважины с тем диаметром опорного фланца (по диаметру), который соответствовал бы диаметру нижнего фланца превентора;- fourthly, limited functionality during pressure testing of the preventer in the field. This is due to the fact that the bottom flange of the BOP has one standard size of diameter, for example 380 mm. And the supporting flanges of inclined wells, where it is supposed to pressurize the BOP, depending on the wellhead fittings, have different diameters, for example, 300 or 445 mm. Therefore, it becomes necessary to select an inclined well with the diameter of the support flange (in diameter), which would correspond to the diameter of the bottom flange of the preventer;
- в-пятых, ограниченные технологические возможности. Это связанно с тем, что опорная труба имеет, например, наружный диаметр 73 мм, что позволяет опрессовать эластичные плашки превентора только для работы с трубами, имеющими наружный диаметр 73 мм, поэтому с помощью опорной трубы невозможно опрессовать эластичные плашки превентора, например, под наружные диаметры труб 89 или 60 мм;- fifth, limited technological capabilities. This is due to the fact that the support pipe has, for example, an outer diameter of 73 mm, which makes it possible to crimp elastic BOP rams only for working with pipes having an outer diameter of 73 mm, therefore, using the support tube, it is impossible to press the BOP elastic rams, for example, for outer pipe diameters 89 or 60 mm;
- в-шестых, скважины, которые используют для разработки месторождений сверхвязкой нефти используют для закачки пара (паронагнетательные), при этом эластичные элементы трубных плашек превентора и резиновая манжета не обеспечивают герметичность стенда при опрессовке превентора паром, закачиваемого в паронагнетательную наклонную скважину при температуре 200-250°С.- sixth, wells that are used for the development of super-viscous oil fields are used for steam injection (steam injection), while the elastic elements of the pipe rams of the preventer and the rubber collar do not ensure the tightness of the stand when pressure testing the preventer with steam pumped into a steam injection slant well at a temperature of 200- 250 ° C.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является стенд для опрессовки превентора в скважине, включающий опорную трубу, проходящую через корпус превентора, наружную цилиндрическую выборку, выполненную на опорной трубе, установленный в опорной трубе полый шток, в наружной цилиндрической выборке снизу вверх установлены опорная тарелка, выполненная снизу под конус, сужающийся сверху вниз, резиновая манжета, зажимная тарелка, при этом в опорной трубе выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза, опорная и зажимная тарелки оснащены конусными фасками под резиновую манжету, позволяющими предотвратить затекание концов резиновой манжеты за опорную и зажимную тарелки при их герметизации на скважине, а также опорную шайбу, направляющий штифт, паз и насос (RU № 2708748, опубл. 11.12.2019). На опорной трубе установлены нижняя резиновая манжета, шайба, верхняя резиновая манжета. Внутренний диаметр нижней резиновой манжеты больше внутреннего диаметра верхней резиновой манжеты. В транспортном положении обратный конус опорной тарелки сверху взаимодействует с нижней резиновой манжетой, а верхние торцы опорной и зажимной тарелок взаимодействуют с торцами наружной цилиндрической выборки. Палец жестко закреплен с одной стороны в зажимной тарелке, а с другой стороны в полом штоке с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза в рабочем положении. Полый шток снизу оснащён посадочным седлом под сбрасываемый в патрубок запорный элемент. Опорная труба ниже опорной тарелки снабжена механическим якорем с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу, выполненном на наружной поверхности опорной трубы в виде соединенных между собой горизонтальной и вертикальной проточек. Механический якорь имеет возможность радиального и осевого перемещения в пределах фигурного паза. Верхний конец опорной трубы и затрубное пространство скважины гидравлически обвязаны с насосом. The closest in technical essence and the achieved result is a stand for pressure testing of a preventer in a well, including a support tube passing through the preventer body, an external cylindrical sampling made on the support pipe, a hollow rod installed in the support pipe, a support plate is installed in the outer cylindrical sampling from bottom to top made from the bottom under a cone, tapering from top to bottom, a rubber cuff, a clamping plate, while a vertical through groove is made in the support pipe, in which a finger is installed with the possibility of limited movement within a vertical through groove, the support and clamping plates are equipped with tapered chamfers for a rubber cuff , allowing to prevent the ends of the rubber cuff from flowing behind the support and clamping plates when they are sealed in the well, as well as the support washer, guide pin, groove and pump (RU No. 2708748, publ. 11.12.2019). A lower rubber cuff, a washer, and an upper rubber cuff are installed on the support tube. The inner diameter of the lower rubber cuff is larger than the inner diameter of the upper rubber cuff. In the transport position, the reverse cone of the support plate interacts from above with the lower rubber cuff, and the upper ends of the support and clamping plates interact with the ends of the outer cylindrical recess. The pin is rigidly fixed on one side in the clamping plate, and on the other side in the hollow rod with the possibility of limited movement within the vertical through groove in the working position. The hollow stem is equipped with a seat underneath for a shut-off element that can be dropped into the branch pipe. The support pipe below the support plate is equipped with a mechanical anchor with a guide pin placed in a figured groove made on the outer surface of the support pipe in the form of interconnected horizontal and vertical grooves. The mechanical anchor has the ability to move radially and axially within a shaped groove. The upper end of the support pipe and the annulus of the well are hydraulically connected to the pump.
Недостатки данного устройства:Disadvantages of this device:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (механический якорь, опорная тарелка с обратным конусом, две резиновые манжеты и т.д.), и, как следствие сложность сборки;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of units and parts (mechanical anchor, support plate with a reverse cone, two rubber cuffs, etc.), and, as a consequence, the complexity of assembly;
- во-вторых, высокая себестоимость изготовления, связанная с большим количеством технологически сложных узлов и деталей (механический якорь, опорная тарелка с обратным конусом и т.д.);- secondly, the high production cost associated with a large number of technologically complex assemblies and parts (mechanical anchor, support plate with an inverse cone, etc.);
- в-третьих, низкая надёжность опрессовки превентора в наклонной скважине, связанная с некачественной центровкой устройства относительно опрессовываемого превентора в наклонной скважине, что приводит к неравномерному охвату эластичными плашками превентора герметизируемой трубы, и как следствие, потеря герметичности при опрессовке особенно при давлениях опрессовки 15,0-25,0 МПа, что не даёт возможности опрессовать превентор;- thirdly, the low reliability of pressure testing of the preventer in an inclined well, associated with poor alignment of the device relative to the pressureable preventer in an inclined well, which leads to uneven coverage of the pipe to be sealed with the elastic rams of the preventer, and, as a consequence, loss of tightness during pressure testing, especially at
- в-четвёртых, низкая эффективность опрессовки, связанная с закусыванием (заклиниванием) нижней резиновой манжетой обратным конусом опорной тарелки в процессе опрессовки, за счёт этого устройство после опрессовки не возвращается в исходное положение, что приводит к потере работоспособности устройства;- fourthly, the low efficiency of crimping, associated with the biting (jamming) of the lower rubber cuff with the reverse cone of the support plate during crimping, due to this, the device after crimping does not return to its original position, which leads to the loss of the device's performance;
- в-пятых, ограниченные функциональные возможности при опрессовке превентора в полевых условиях. Это связано с тем, что нижний фланец превентора имеет один типоразмер диаметра, например 380 мм. А опорные фланцы наклонных скважин, где предполагается опрессовывать превентор в зависимости от устьевых арматур имеют различные диаметры. например 300 или 445 мм. Поэтому возникает необходимость подбора наклонной скважины с тем диаметром опорного фланца (по диаметру), который соответствовал бы диаметру нижнего фланца превентора;- fifth, limited functionality when pressure testing the preventer in the field. This is due to the fact that the bottom flange of the BOP has one standard size of diameter, for example 380 mm. And the supporting flanges of inclined wells, where it is supposed to pressurize the preventer, depending on the wellhead fittings, have different diameters. for example 300 or 445 mm. Therefore, it becomes necessary to select an inclined well with the diameter of the support flange (in diameter), which would correspond to the diameter of the bottom flange of the preventer;
- в-шестых, ограниченные технологические возможности. Это связанно с тем, что опорная труба имеет, например, наружный диаметр 73 мм, что позволяет опрессовать эластичные плашки превентора только для работы с трубами, имеющими наружный диаметр 73 мм, поэтому с помощью опорной трубы невозможно опрессовать эластичные плашки превентора, например, под наружные диаметры труб 89 или 60 мм;- sixth, limited technological capabilities. This is due to the fact that the support pipe has, for example, an outer diameter of 73 mm, which makes it possible to crimp elastic BOP rams only for working with pipes having an outer diameter of 73 mm, therefore, using the support tube, it is impossible to press the BOP elastic rams, for example, for outer pipe diameters 89 or 60 mm;
- в-седьмых, наклонные скважины при разработке месторождений сверхвязкой нефти используют для закачки пара (паронагнетательные), при этом эластичные элементы трубных плашек превентора и резиновая манжета не обеспечивают герметичность стенда при опрессовке превентора паром, закачиваемого в паронагнетательную наклонную скважину при температуре 200-250°С.- seventh, inclined wells during the development of super-viscous oil fields are used for steam injection (steam injection), while the elastic elements of the pipe rams of the preventer and the rubber collar do not ensure the tightness of the stand when pressure testing the preventer with steam injected into the steam injection inclined well at a temperature of 200-250 ° FROM.
Техническими задачами изобретения являются упрощение конструкции и снижение себестоимости изготовления, повышение надёжности и эффективности работы превентора, а также расширение функциональных и технологических возможностей стенда для опрессовки превентора в скважине, а также обеспечение герметичности устройства при опрессовке превентора, в том числе с использованием пара. The technical objectives of the invention are to simplify the design and reduce the manufacturing cost, increase the reliability and efficiency of the preventer, as well as expand the functional and technological capabilities of the stand for pressure testing the preventer in the well, as well as ensure the tightness of the device when pressure testing the preventer, including using steam.
Поставленные технические задачи решаются стендом для опрессовки превентора в наклонной скважине, включающим опорную трубу, проходящую через корпус превентора, наружную цилиндрическую выборку, выполненную на опорной трубе, в наружной цилиндрической выборке снизу вверх установлены опорная тарелка, эластичная манжета, зажимная тарелка, при этом в опорной трубе выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозног паза, установленный в опорной трубе шток, а также опорную шайбу и насос.The set technical tasks are solved by a stand for pressure testing of the preventer in an inclined well, which includes a support tube passing through the preventer housing, an external cylindrical sampling made on the support pipe, a support plate, an elastic collar, a clamping plate are installed in the outer cylindrical sample from bottom to top, while in the support the pipe has a vertical through groove, in which a pin is installed with the possibility of limited movement within the vertical through groove, a stem installed in the support pipe, as well as a support washer and a pump.
Новым является то, что опорная труба снабжена верхним и нижним рядами радиальных отверстий, причём установленные снизу вверх на наружной цилиндрической выборке опорной трубы опорная тарелка, эластичная манжета, зажимная тарелка закреплены жёстко, причем эластичная манжета выполнена в виде самоуплотняющейся манжеты, пропускающей снизу вверх, внутри опорной трубы установлен полый шток, причем опорная труба между верхним и нижним рядами радиальных отверстий снабжена вертикальными сквозными пазами, напротив которых на наружной поверхности опорной трубы установлена опорная шайба, подпружиненная снизу вверх относительно упора, выполненного в виде кольцевой выборки на наружной поверхности опорной трубы выше нижнего ряда радиальных отверстий, при этом шток и шайба соединены между собой пальцем, размещенным в вертикальных сквозных пазах опорной трубы, причем в транспортном положении шток перекрывает верхний ряд радиальных отверстий опорной трубы, при этом нижний ряд радиальных отверстий опорной трубы сообщается с внутренней полостью опорной трубы под штоком, а в рабочем положении шток имеет возможность ограниченного вертикальными сквозными пазами опорной трубы осевого перемещения вниз с герметичным перекрытием нижнего ряда радиальных отверстий опорной трубы, при этом на верхнем и нижнем концах опорной трубы размещены пружинные центраторы, оснащённые наружными переточными каналами, сверху опорная труба соединена с герметизируемой трубой с помощью переходной муфты с наружным диаметром, соответствующим типоразмерам эластичных элементов трубных плашек превентора, причём снизу к нижнему фланцу превентора закреплено переходное кольцо, крепящееся на опорном фланце наклонной скважины, а в осевой канал превентора через переходное кольцо установлен нижний центратор, сверху в осевой канал превентора закреплен верхний центратор, при этом герметизируемая труба соединена сверху с опорной трубой и гидравлически обвязана с агрегатом, обеспечивающим нагнетание рабочего агента.What is new is that the support tube is equipped with upper and lower rows of radial holes, and the support plate, elastic collar, clamping plate installed from bottom to top on the outer cylindrical recess of the support pipe are rigidly fixed, and the elastic collar is made in the form of a self-sealing collar that passes from the bottom upwards, inside a hollow rod is installed on the support pipe, and the support pipe between the upper and lower rows of radial holes is equipped with vertical through grooves, opposite which a support washer is installed on the outer surface of the support pipe, spring-loaded from bottom to top relative to the stop made in the form of an annular recess on the outer surface of the support pipe above the lower a row of radial holes, while the rod and the washer are connected to each other by a finger placed in the vertical through grooves of the support pipe, and in the transport position, the rod overlaps the upper row of radial holes in the support pipe, while the lower row of radial holes supports The th pipe communicates with the inner cavity of the support pipe under the rod, and in the operating position the rod has the possibility of axial downward movement limited by the vertical through grooves of the support pipe with a hermetic overlap of the lower row of radial holes of the support pipe, while spring centralizers are placed on the upper and lower ends of the support pipe, equipped with external overflow channels, from above, the support pipe is connected to the sealed pipe by means of an adapter sleeve with an outer diameter corresponding to the standard sizes of the elastic elements of the BOP pipe rams, and an adapter ring is fixed to the bottom flange of the preventer from below, which is attached to the support flange of the inclined well, and into the axial channel of the preventer the lower centralizer is installed through the adapter ring, the upper centralizer is fixed to the axial channel of the preventer from above, while the sealed pipe is connected from above to the support pipe and hydraulically connected to the unit that provides the working agent injection.
Также новым является то, что опорная труба гидравлически обвязана с передвижной парогенераторной установкой, с возможностью нагнетания водяного пара с температурой 190-250°C в скважину.Also new is the fact that the support pipe is hydraulically connected to a mobile steam generator unit, with the possibility of injecting steam with a temperature of 190-250 ° C into the well.
Также новым является то, что опорная труба гидравлически обвязана с насосным агрегатом, с возможностью нагнетания технологической жидкости.Also new is the fact that the support pipe is hydraulically connected to the pump unit, with the possibility of pumping process fluid.
Также новым является то, что самоуплотняющаяся манжета и эластичные уплотнители трубных плашек превентора выполнены из термостойкой резины.Also new is the fact that the self-sealing collar and elastic seals of the BOP pipe rams are made of heat-resistant rubber.
На фиг. 1 схематично изображён стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине в транспортном положении.FIG. 1 schematically shows a stand for pressure testing of a preventer in an inclined well in a transport position.
На фиг. 2 схематично в повернутом положении на угол 45° изображен увеличенный вид устройства в транспортном положении.FIG. 2 schematically in a rotated position at an angle of 45 ° shows an enlarged view of the device in transport position.
На фиг. 3 схематично изображён стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине в рабочем положении.FIG. 3 schematically shows a stand for pressure testing of a blowout preventer in a deviated well in an operating position.
На фиг. 4 схематично в повернутом положении на 45° изображен увеличенный вид устройства в рабочем положении.FIG. 4 schematically in a rotated 45 ° position shows an enlarged view of the device in working position.
На фиг. 5 изображено сечение А-А пружинного центратора.FIG. 5 shows a section A-A of a spring centralizer.
На фиг. 6 изображено сечение Б-Б верхнего центратора превентора.FIG. 6 shows a section BB of the upper BOP centralizer.
Стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине 1 с обсадной трубой 2 (см. фиг. 1, 3) включает опорную трубу 3 (см. фиг. 1-6), проходящую через корпус 4 (см. фиг. 1, 3) превентора 5. A stand for pressure testing of a preventer in an
На опорной трубе 3 (см. фиг. 1 и 2) выполнена наружная цилиндрическая выборка 6 (см. фиг. 2 и 4). На наружной цилиндрической выборке 6 опорной трубы 3 установлены снизу вверх опорная тарелка 7 (см. фиг. 2 и 4), эластичная манжета 8, зажимная тарелка 9, которые закреплены к опорной трубе 3 жёстко. Эластичная манжета выполнена в виде самоуплотняющейся манжеты 8.On the support tube 3 (see Fig. 1 and 2) an outer
Самоуплотняющаяся манжета 8 и эластичные уплотнители 10 (см. фиг. 1, 3) трубных плашек превентора 5 могут быть выполнены из термостойкой резины.Self-sealing
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.Heat-resistant rubber is used, for example, heat-resistant silicone rubber or heat-resistant sponge VRP-1, manufactured according to TU 38.105.673-74 for seals of various types of detachable joints operating in the temperature range from minus 65 to plus 300 ° C.
Опорная труба 3 снабжена верхним 11 (см. фиг. 2 и 4) и нижним 12 рядами радиальных отверстий. The
Опорная труба 3 между верхним 11 и нижним 12 рядами радиальных отверстий снабжена вертикальными сквозными пазами 13' и 13'' (см. фиг. 2 и 4), напротив которых на наружной поверхности опорной трубы установлена опорная шайба 14.The
Шайба 14 снизу вверх подпружинена пружиной 15 относительно упора 16, выполненного в виде кольцевой выборки на наружной поверхности опорной трубы 3 выше нижнего ряда радиальных отверстий 12.The
Шток 17 (см. фиг. 2 и 4) установлен в опорной трубе 3. Шток 17 и шайба 14 соединены между собой пальцем 18, размещенным в вертикальных сквозных пазах 13' и 13'' опорной трубы 3. The stem 17 (see Figs. 2 and 4) is installed in the
В транспортном положении шток 17 перекрывает верхний ряд радиальных отверстий 11 опорной трубы 3. Нижний ряд радиальных отверстий 12 опорной трубы 3 сообщается с внутренней полостью 19 опорной трубы 3 под штоком 17.In the transport position, the
В рабочем положении шток 17 имеет возможность ограниченного вертикальными сквозными пазами 13' и 13'' опорной трубы 3 осевого перемещения вниз с герметичным перекрытием нижнего ряда радиальных отверстий 12 опорной трубы 3. На верхнем и нижнем концах опорной трубы 3 размещены пружинные центраторы 20' и 20'' (см. фиг. 2, 4, 5) каждый из которых оснащён тремя пружинами 21' и 21'', соответственно, расположенными под углом 120° (см. фиг. 5), что повышает эффективность центрирования устройства в обсадной трубе 2 наклонной скважины 1. Пружины 21' и 21'' изготовлены из пружинной листовой стали по ГОСТ 14959-2016 "Прокат из рессорно-пружинной углеродистой и легированной стали". Технические условия, например, сечением 40·4 мм. Пружинам перед термообработкой придают вид пологой арки с заданной стрелой прогиба. После сборки пружинные центраторы 20' и 20'' за счет прогибов соответствующих пружин 21' и 21'' имеют соответствующие диаметры Dц1 и Dц2, которые в сжатом состоянии обеспечивают внутренний диаметр обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 , т.е (Dц1 = Dц2 = Dс).In the working position, the
Сверху опорная труба 3 (см. фиг. 1-4) с помощью переходной муфты 22 (см. фиг. 1-4) соединена с герметизируемой трубой 23, наружным диаметром соответствующим типоразмерам эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 5. Например, необходимо опрессовать, т.е. подготовить к работе эластичные уплотнители 10 трубных плашек превентора 5 для работы, например, с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) по ГОСТ 633-80, имеющей наружный диаметр 73 мм, тогда в качестве герметизируемой трубы 23 подбирают трубу НКТ с наружным диаметр 73 мм. From above, the support pipe 3 (see Fig. 1-4) by means of a transition sleeve 22 (see Fig. 1-4) is connected to the pipe to be sealed 23, the outer diameter corresponding to the standard sizes of the
Снизу в корпус 4 (см. фиг. 1и 3) превентора 5 установлен нижний центратор 24 (см. фиг. 1, 3). Нижний центратор 24 выполнен в виде кольца с внутренним диаметром - Dнц.From below in the housing 4 (see Fig. 1 and 3) of the preventer 5 is installed the lower centralizer 24 (see Fig. 1, 3). The
Снизу к нижнему фланцу 25 превентора 5 с помощью шпилек ( на фиг. 1-4 показано условно) через герметизирующее кольцо 26 закреплено переходное кольцо 27. Переходное кольцо 27 крепится на опорном фланце 28 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 с помощью шпилек (на фиг. 1-4 показано условно) через герметизирующую прокладку 29. Сверху в корпус 4 превентора 5 установлен и закреплен верхний центратор 30 (см. фиг. 3, 6), выполненный в виде двух смыкающихся полуколец с наружной конусной поверхностью и с внутренним диаметром - Dвц. From the bottom to the
Нижний 24 и верхний 30 центраторы в стенде выполняют роль подшипников скольжения и выполнены, например из бабитового сплава марки Б85 по ГОСТ 1320-74. Баббитовый сплав обладает низким коэффициентом трения, пластичностью, хорошей прирабатываемостью и износостойкостью, поэтому выполнение нижнего 24 и верхнего 30 центраторов из баббитового сплава позволяет повысить надёжность работы стенда при опрессовке превентора.The lower 24 and upper 30 centralizers in the stand act as sliding bearings and are made, for example, of B85 babite alloy in accordance with GOST 1320-74. Babbitt alloy has a low coefficient of friction, ductility, good running-in and wear resistance, therefore, the implementation of the lower 24 and upper 30 centralizers made of babbitt alloy allows to increase the reliability of the stand during pressure testing of the preventer.
С целью повышения надёжности работы устройства диаметры - Dц пружинных центраторов 20' и 20'' подобраны в зависимости от диаметра обсадной трубы 2 наклонной скважины 1, а нижний 24 и верхний 30 центраторы подобраны в зависимости от диаметра герметизируемой трубы 23.In order to increase the reliability of the device, the diameters - D q of spring centralizers 20 'and 20''are selected depending on the diameter of the
Сопрягаемые поверхности опорной трубы 3 и штока 17 оснащены уплотнительными элементами 32 и 33 (см. фиг. 2 и 4).The mating surfaces of the
Герметизируемая труба 23 (см. фиг. 1-4), соединенная сверху с опорной трубой 3, гидравлически обвязана с насосом или парогенераторной установкой 34 (см. фиг. 3). The sealed pipe 23 (see Fig. 1-4), connected from above with the
В качестве насоса 34 может использоваться насос любой известной конструкции, предназначенный для закачки жидкости в скважину, например цементировочный агрегат марки ЦА-320, производства ООО «Ижнефтегаз» (Российская Федерация, Республика Удмуртия, г. Ижевск).As
В качестве передвижной парогенераторной установки используют любой известный парогенератор, предназначенный для закачки пара от 190 до 250 °С, например, мобильную парогенераторную установку марки МН-700 производства ООО «Стимратор» (Российская Федерация, г. Санкт-Петербург), обеспечивающий закачку водяного пара в наклонную скважину 1 под температурой 195°С.Any known steam generator designed for steam injection from 190 to 250 ° C is used as a mobile steam generating unit, for example, a mobile steam generating unit of the MN-700 brand produced by OOO Stimrator (Russian Federation, St. Petersburg), which provides steam injection in an
Стенд работает следующим образом.The stand works as follows.
Рассмотрим работу стенда (см. фиг. 1-5) для наклонной скважины 1 при опрессовке эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 4 под герметизируемую трубу 23 наружным диаметром d = 73 мм в наклонной скважине 1 с наружным диаметром обсадной трубы 2, равным 245 мм с толщиной стенки 12 мм по ГОСТ 632-80. Consider the operation of the stand (see Fig. 1-5) for an
Перед спуском устройства в наклонную скважину 1 (см. фиг. 1-4) определяют диаметры Dц пружинных центраторов 20' и 20'', а также диаметры Dп нижнего 24 и верхнего 30 центраторов.Before running the device into the inclined well 1 (see Fig. 1-4), the diameters D m of the spring centralizers 20 'and 20''are determined, as well as the diameters D p of the lower 24 and upper 30 centralizers.
В зависимости от внутреннего диаметра обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 определяют наружный диаметр пружинных центраторов 20' и 20'', устанавливаемых соответственно на верхний и нижний конец опорной трубы 3.: Depending on the inner diameter of the
Dc = Dц1 = Dц2, (1)D c = D q1 = D q2 , (1)
где Dc – внутренний диаметр обсадной трубы 2 наклонной скважины 1, мм;where D c is the inner diameter of the
Dц1 – наружный диаметр пружинного центратора 20', мм;D c1 - outer diameter of the spring centralizer 20 ', mm;
Dц2 – наружный диаметр пружинного центратора 20'', мм.D c2 - outer diameter of the 20 '' spring centralizer, mm.
Далее определяют внутренний диаметр нижнего центратора 24 превентора 5 по следующей зависимости, полученной опытным путём: Next, determine the inner diameter of the
Dнц = 1,07·dм , (2)D nts = 1.07 d m , (2)
где Dнц – внутренний диаметр нижнего центратора 24 превентора 5, мм;where D nts - inner diameter of the
dм − наружный диаметр переходной муфты 22 герметизируемой трубы 23, мм.d m - the outer diameter of the
Далее определяют внутренний диаметр верхнего центратора 30 превентора 5 по следующей зависимости, полученной опытным путём:Next, determine the inner diameter of the
Dвц = 1,05·d , (3) Dvts = 1.05 d , (3)
где Dвц – внутренний диаметр верхнего центратора 30 превентора 5, мм;where D vts - inner diameter of the
d – наружный диаметр герметизируемой трубы 23, мм. d - the outer diameter of the pipe to be sealed is 23 mm.
Так как для опрессовки превентора 5 в наклонной скважине 1 в качестве обсадной трубы 2 применяют трубу диаметром равным 245 мм с толщиной стенки 12 мм по ГОСТ 632-80, то внутренний диаметр Dс обсадной трубы 2 равен 245 мм - (2·12мм) = 221 мм.Since for pressure testing the preventer 5 in
Так как эластичные уплотнители 10 трубных плашек превентора 5 установлены под герметизируемую трубу 23, в качестве которой применяют НКТ наружным диаметром 73 мм по ГОСТ 633-80. Тогда согласно ГОСТ 633-80 наружный диаметр переходной муфты 22 герметизируемой трубы 23 диаметром 73 составляет: dм = 88,9 мм. Примем dм = 89 мм.Since the
Подставляя числовые значения в формулы (1-3) определим диаметры центраторов 20' и 20'', а также 24 и 30:Substituting numerical values in formulas (1-3), we determine the diameters of centralizers 20 'and 20' ', as well as 24 and 30:
1. Наружный диаметр пружинных центраторов в сжатом состоянии 20' и 20'':1. The outer diameter of the spring centralizers in the compressed state 20 'and 20' ':
Dc = Dц1 = Dц2 = 221 мм.D c = D c1 = D c2 = 221 mm.
2. Внутренний диаметр нижнего центратора 24 превентора 5: 2. The inner diameter of the
Dнц = 1,07·89 мм = 95,23 мм.D nts = 1.07 89 mm = 95.23 mm.
Примем Dнц = 95 мм.Let's take D nts = 95 mm.
3. Внутренний диаметр верхнего центратора 30 превентора 5: 3. The inner diameter of the
Dвц = 1,05·73 мм= 76,65 мм.D vts = 1.05 73 mm = 76.65 mm.
Примем Dвц = 77 мм.Let's take D vts = 77 mm.
Далее стенд собирают на устье наклонной скважины 1 как показано на фиг. 1, 2, 3 с использованием изготовленных центраторов 20', 20'', 24, 30 с диаметрами, указанными выше. Сначала в корпус 4 превентора 5 (см. фиг. 1) устанавливают эластичные уплотнители 10 трубных плашек под герметизируемую труб 23 с наружным диаметром 73 мм.Next, the stand is assembled at the head of the inclined well 1 as shown in Fig. 1, 2, 3 using fabricated centralizers 20 ', 20' ', 24, 30 with diameters indicated above. First, in the housing 4 of the preventer 5 (see Fig. 1),
Затем снизу в корпус 4 превентора 5 устанавливают нижний центратор 24. Снизу к нижнему фланцу 25 превентора 5 через герметизирующее кольцо 26 с помощью шпилек ( на фиг. 1 и 4 показано условно) крепят переходное кольцо 27, при этом переходное кольцо 27 жестко фиксирует нижний центратор 24 в корпусе превентора 5.Then the
Далее крепят переходное кольцо 27 с помощью шпилек на опорном фланце 28 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 через герметизирующую прокладку 29. Next, the
Например, нижний фланец 25 превентора 5 имеет диаметр 380 мм, а опорный фланец 28 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 имеет диаметр 445 мм. Тогда применяют переходное кольцо 27 с соединением под диаметры 380 мм и 445 мм, т.е. переходное кольцо 27 с одной стороны обеспечивает соединение к нижнему фланцу 25, а с другой стороны к опорному фланцу 28 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1.For example, the
Это расширяет функциональные возможности стенда при опрессовке превентора в полевых условиях, так как за счет применения переходного кольца 27 с необходимыми соединительными размерами возможно герметично соединить превентор 5 с любым диаметром нижнего фланца 25 с опорным фланцем 28 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 с любым диаметром.This expands the functionality of the stand when pressure testing the preventer in the field, since by using an
Затем устанавливают, например с помощью резьбового соединения верхний и нижний пружинные центраторы 20' и 20'', соответственно, на верхний и нижний концы опорной трубы 3 в сборе (см. фиг. 2).Then, for example, by means of a threaded connection, the upper and lower spring centralizers 20 'and 20' ', respectively, are installed on the upper and lower ends of the
Затем посредством переходной муфты 22 (см. фиг. 1 и 2) соединяют опорную трубу 3 в сборе как показано на фиг. 2 с герметизируемой трубой 23.Then, by means of the adapter 22 (see Figs. 1 and 2), the
Далее через проходной канал корпуса 4 перевентора 5 спускают герметизируемую трубу 23, соединенную с опорной трубой 3, в обсадную трубу 2 в транспортном положении (см. фиг. 1) спускают в наклонную скважину 1.Further, through the passage channel of the housing 4 of the shifter 5, the sealed
В процессе спуска герметизируемой трубы 23, соединенной с опорной трубой 3, жидкость, находящаяся в наклонной скважине 1, перетекает снизу вверх через внутреннюю полость 19 опорной трубы 3 под штоком 17 сквозь нижний ряд радиальных отверстий 12 опорной трубы 3 в межколонное пространство 35 (см. фиг. 2 и 4) между опорной трубой 3 и обсадной трубой 2 наклонной скважины 1 выше самоуплотняющейся манжеты 8. In the process of lowering the sealed
Также в процессе спуска герметизируемой трубы 23, соединенной с опорной трубой 3, в наклонную скважину 1 пружинные центраторы 20' и 20'', установленные на опорной трубе 3 сверху и снизу, соответственно, центрируют самоуплотняющуюся манжету 8 относительно центральной оси наклонной скважины 1, благодаря чему предотвращается как износ самоуплотняюшейся манжеты 8, так и происходит центрирование герметизируемой трубы 23 относительно корпуса 4 превентора 5. В процессе спуска герметизируемой трубы 23, соединенной с опорной трубой 3, задвижка 36 (см. фиг. 3) бокового отвода 37 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 открыта. По достижению заданного интервала спуска самоуплотняющейся манжеты 8 в обсадную колонну 2 наклонной скважины 1, например, равного 10 м. Also, in the process of lowering the sealed
Далее верхний центратор 30 (см. фиг. 3) через верхний конец герметизируемой трубы 23 устанавливают в корпус 4 превентора 5. После чего наворачивают на верхний конец герметизируемой трубы 23 переходную муфту и сажают на элеватор (на фиг. 1 и 4 показано условно), после чего герметизируемую трубу 23, соединенную сверху с опорной трубой 3, гидравлически обвязывают с насосным агрегатом или парогенераторной установкой 34. Next, the upper centralizer 30 (see Fig. 3) through the upper end of the sealed
Закрывают задвижку 36, установленную на боковом отводе 37 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1, и герметизируют устье скважины, т.е. вращением штурвалов 38 (см. фиг. 3) превентора 5 (см. фиг. 4) охватывают герметизируемую трубу 23 эластичными уплотнителями 10 плашками превентора 4. Close the
Через верхний конец герметизируемой колонны труб 23 насосным агрегатом (или передвижной парогенераторной установкой) 34 нагнетают технологическую жидкость например, пресную воду плотностью 1000 кг/м3 (или водяной пар, например перегретый до температуры 190-250 °С водяной пар) в герметизируемую 23 и опорную 3 трубы, создавая в них избыточное давление, под действием которого шток 17, герметично расположенный внутри опорной трубы совместно с шайбой 14, с которой он соединен с помощью пальца 18, установленного в вертикальные сквозные пазы 13' и 13'' опорной трубы 3, начинает перемещаться вниз, при этом шайба 14, воздействует своим нижним торцом на пружину 15, упертую снизу в упор 16 опорной трубы 3 и сжимает пружину 15.Through the upper end of the pipe string to be sealed 23, a pumping unit (or mobile steam generator unit) 34 injects a process fluid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 (or water vapor, for example, water vapor superheated to a temperature of 190-250 ° C) into the sealed 23 and
Давление в герметизируемой 23 и опорной 3 трубах продолжают поднимать, при этом шток 17 совместно с пальцем 18 и шайбой 14 продолжают двигаться вниз, при этом сначала герметично посредством уплотнительного элемента 32 перекрывается нижний ряд радиальных отверстий 12 опорной трубы 3 и герметично отсекая уплотнительным кольцом 32 внутреннюю полость 19 опорной трубы 3 ниже штока 17 от межколонного пространства 35. The pressure in the sealed 23 and
Затем по мере перемещения штока 17 (см. фиг. 3 и 4) вниз открывается верхний ряд радиальных отверстий 11 опорной трубы 3, при этом палец 18 упирается в нижний торец вертикальных сквозных пазов 13' и 13'' опорной трубы 3, при этом сжатие пружины 15 прекращается (рабочее положение), а уплотнительное кольцо 33 герметизирует полый шток 17 с сообщением с вертикальными сквозными пазами 13' и 13''опорной трубы 3. В результате через верхний ряд радиальных отверстий 11 опорной трубы создается гидравлическая связь между внутренними пространствами с одной стороны герметизируемой трубой 23 и опорной трубой 3, а с другой стороны с межколонным пространством 35. Then, as the
В результате межколонное пространство 35 полностью заполняется технологической жидкостью, при этом давление во внутреннем пространстве герметизируемой трубой 23 и опорной трубой 3 и межколонном пространстве 35 выравнивается. После чего закрывают задвижку 36, установленную на боковом отводе 37 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1. As a result, the
Далее продолжают нагнетать рабочий агент (технологическую жидкость или водяной пар) в герметизируемую колонну 23 и поднимают давление до намеченного давления опрессовки (например 15,0 МПа), при этом создаваемое давление будет дожимать верхние края самоуплотняющейся манжеты 8 к внутренней стенке обсадной трубы 2 наклонной скважины 1. Then continue to inject the working agent (process fluid or water vapor) into the sealed
Выдерживают давление опрессовки в течение заданного времени, например 30 мин, после чего с устья наклонной скважины 1 путем открытия задвижки 36, установленной на боковом отводе 37 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 сбрасывают давление в межколонном пространстве 35, а также герметизируемой 23 и опорной 3 трубах до атмосферного давления. The pressure test is maintained for a predetermined time, for example, 30 minutes, after which, from the mouth of the inclined well 1 by opening the
В результате чего под действием возвратной силы пружины 15, которая больше усилия, создаваемого столбом рабочего агента сверху в герметизируемой 23 и опорной 3 трубах на шток 17, поднимаются вверх: шайба 14, жестко соединенная со штоком 17 посредством пальца 18, расположенного в вертикальных сквозных пазах 13' и 13'' опорной трубы 3, возвращается в транспортное положение (см. фиг. 2), при этом верхние края самоуплотняющейся манжеты 8 выходят из контакта с обсадной трубой 2 наклонной скважины. Возвратная сила пружины 15 подбирается заранее исходя из расчетной высоты столба технологической жидкости. As a result, under the action of the return force of the
После окончания опрессовки эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 5 под герметизируемую колонну 23 наружным диаметром 73 мм в наклонной скважине 1 с наружным диаметром трубы 245 мм производят работы по опрессовке других эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 5 (путем замены эластичных уплотнителей на устье наклонной скважины 1), но под ту же герметизируемую колонну НКТ наружным диаметром 73 мм, после чего устройство извлекают из наклонной скважины 1. При необходимости опрессовки эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 5 под герметизируемую колонну 23 другим наружным диаметром, например 89 мм в наклонной скважине 1 с наружным диаметром трубы, например 245 мм вышеописанные работы по опрессовке других эластичных уплотнителей 10 плашек превентора 5 повторяют, начиная с определения диаметров центраторов 20', 20'', 24, 30.After the end of pressure testing of
Повышается надёжность опрессовки превентора в наклонной скважине или стендовой скважине БПО, связанная с качественной центровкой герметизируемой трубы 23, соединенной с опорной трубой 3, относительно опрессовываемого превентора в наклонной скважине, путем использования трёх центраторов, подобранных опытным путем, что приводит к равномерному охвату эластичными плашками превентора герметизируемой трубы, и как следствие, герметичной опрессовке превентора.The reliability of BOP pressure testing in an inclined well or BPO bench well is increased, associated with high-quality alignment of the sealed
Повышается эффективность опрессовки превентора, так как исключена потеря работоспособности устройства за счёт закусывания (заклинивания) нижней резиновой манжеты. Это связано с тем, что из конструкции стенда исключены: нижняя резиновая манжета и обратный конус опорной тарелки, герметизация в наклонной скважине производится только за счёт радиального расширения резиновой манжеты 8 к внутренним стенкам наклонной скважины 1. Предлагаемый стенд в сравнении с прототипом имеет простую конструкцию, что позволяет в 1,5-2 раза снизить стоимость изготовления стенда и сэкономить материальные и финансовые средства.The efficiency of crimping the preventer is increased, since the loss of the device's performance due to the biting (jamming) of the lower rubber cuff is excluded. This is due to the fact that the design of the stand excluded: the lower rubber collar and the reverse cone of the support plate, sealing in the inclined well is carried out only due to the radial expansion of the
Самоуплотняющаяся манжета 8 и эластичные уплотнители 10 трубных плашек превентора 5 выполнены из термостойкой губки ВРП-1. Это обеспечивает герметичность при опрессовке превентора 5 в интервале температур от минус 65 до плюс 300 °С, т.е. позволяет с иммитировать работу превентора в рабочих условиях.Self-sealing
Стенд позволяет расширить технологические возможности опрессовки превентора 5 за счёт возможности подбора диаметра герметизируемой трубы 23, соединяемой к опорной трубе 2, под соответствующие эластичные уплотнители 10 трубных плашек превентора 5. Таким образом стенд позволяет поочередно опрессовать ряд эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 5 в зависимости от наружного диаметра герметизируемой трубы 23, например: 60, 73, 89 мм. The stand makes it possible to expand the technological capabilities of pressure testing of the preventer 5 due to the possibility of selecting the diameter of the sealed
Предлагаемый стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине позволяет:The proposed stand for pressure testing of the preventer in an inclined well allows:
- упростить конструкцию и снизить себестоимость изготовления; - to simplify the design and reduce the manufacturing cost;
- повысить надёжность и эффективность в работе;- to increase the reliability and efficiency in work;
- расширить функциональные возможности;- expand functionality;
- расширить технологических возможности опрессовки превентора; - to expand the technological possibilities of pressure testing of the preventer;
- опрессовать эластичные уплотнители трубных плашек водяным паром под температурой 190-250°С. - press the elastic seals of the pipe dies with water vapor at a temperature of 190-250 ° C.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020116700A RU2732177C1 (en) | 2020-05-21 | 2020-05-21 | Stand for pressure gauge preventer in inclined well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020116700A RU2732177C1 (en) | 2020-05-21 | 2020-05-21 | Stand for pressure gauge preventer in inclined well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2732177C1 true RU2732177C1 (en) | 2020-09-14 |
Family
ID=72516397
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020116700A RU2732177C1 (en) | 2020-05-21 | 2020-05-21 | Stand for pressure gauge preventer in inclined well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2732177C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2795659C1 (en) * | 2023-03-10 | 2023-05-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stand for pressure testing of double-row preventer |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1411436A1 (en) * | 1986-10-31 | 1988-07-23 | Военизированная Часть По Предупреждению Возникновения И По Ликвидации Открытых Газовых И Нефтяных Фонтанов Северо-Восточного Промышленного Района | Method of tightness-testing of a well mouth equipped with a pipe head |
| RU47044U1 (en) * | 2005-01-11 | 2005-08-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | PACKER TESTING HOLE |
| RU60606U1 (en) * | 2006-10-02 | 2007-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | TEST PACKER |
| US7207384B2 (en) * | 2004-03-12 | 2007-04-24 | Stinger Wellhead Protection, Inc. | Wellhead and control stack pressure test plug tool |
| CN202547891U (en) * | 2012-03-13 | 2012-11-21 | 梁伟成 | Pressure test device for wellhead blowout preventor |
| RU2708737C1 (en) * | 2019-07-31 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Device for preventer pressing round on well |
-
2020
- 2020-05-21 RU RU2020116700A patent/RU2732177C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1411436A1 (en) * | 1986-10-31 | 1988-07-23 | Военизированная Часть По Предупреждению Возникновения И По Ликвидации Открытых Газовых И Нефтяных Фонтанов Северо-Восточного Промышленного Района | Method of tightness-testing of a well mouth equipped with a pipe head |
| US7207384B2 (en) * | 2004-03-12 | 2007-04-24 | Stinger Wellhead Protection, Inc. | Wellhead and control stack pressure test plug tool |
| RU47044U1 (en) * | 2005-01-11 | 2005-08-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | PACKER TESTING HOLE |
| RU60606U1 (en) * | 2006-10-02 | 2007-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | TEST PACKER |
| CN202547891U (en) * | 2012-03-13 | 2012-11-21 | 梁伟成 | Pressure test device for wellhead blowout preventor |
| RU2708737C1 (en) * | 2019-07-31 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Device for preventer pressing round on well |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2795659C1 (en) * | 2023-03-10 | 2023-05-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stand for pressure testing of double-row preventer |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU182236U1 (en) | SWELLING SEALER IN A PACKER WITH A SHLIPS MECHANISM | |
| GB2112838A (en) | A sealing system for a well bore in which a hot fluid is circulated | |
| NO169194B (en) | MECHANICAL PRESENT Gasket | |
| RU2732177C1 (en) | Stand for pressure gauge preventer in inclined well | |
| RU2708737C1 (en) | Device for preventer pressing round on well | |
| EA000550B1 (en) | Primary and secondary seal assemblies with contacting convex surfaces | |
| RU2724724C1 (en) | Bench for preventer crimping at well | |
| RU2292442C1 (en) | Interval packer device, hydro-mechanical packer and repression-depression action hydraulic packer (its variants) | |
| RU2719884C1 (en) | Preventer for wells with inclined mouth | |
| CN113090224B (en) | Guide shoe for well cementation and expansion suspension well cementation tubular column | |
| RU60978U1 (en) | DEVICE FOR TESTING A COLUMN OF PIPES IN A WELL | |
| RU60606U1 (en) | TEST PACKER | |
| RU2788207C1 (en) | Preventer pressure test stand | |
| RU2795659C1 (en) | Stand for pressure testing of double-row preventer | |
| CN117090536B (en) | Independent compression type multi-rubber-cylinder packer | |
| RU2125148C1 (en) | Packer | |
| RU2558081C1 (en) | Hydraulic thruster | |
| RU2808287C1 (en) | Bench for pressure testing of double-row preventer at well | |
| SU1629522A1 (en) | Valve for formation tester | |
| RU2795662C1 (en) | Device for pressure testing of double-row preventer for a well | |
| RU2312204C1 (en) | Device for pipe string pressure-testing | |
| RU2810770C1 (en) | Method for compacting interwell space, combined sealer and sealing element | |
| RU2788779C1 (en) | Submersible pump valve | |
| RU223196U1 (en) | Cup packer | |
| RU58163U1 (en) | Wellhead packer |