Герметизатор устья скважины


Герметизатор устья скважины

Изобретение относится к оборудованию, применяемому при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин, и используется для герметизации устья при возникновении аварийной ситуации на скважине, а также при перерыве в работе с необходимостью покидания устья скважины рабочими.

Известно устройство для герметизации устья скважины, содержащее герметизирующую вставку с уплотнительным элементом на нем и конической опорной поверхностью, взаимодействующую с фиксатором, выполненным в виде винтовых упоров с конусными головками [1].

Недостатком известного устройства является неприменимость его для герметизации трубных компоновок с электрокабелем.

Известно также устройство герметизации устья скважины при использовании трубных компоновок с электрокабелем, содержащее герметизирующую вставку с уплотнительным элементом на нем и конической опорной поверхностью, взаимодействующую с фиксатором, выполненным в виде винтовых упоров с конусными головками [2].

Недостатком известного устройства является то, что конусные головки не обеспечивают необходимой величины обжатия уплотнительного элемента в зоне расположения электрокабеля. Это происходит потому, что конусные головки обжимают весь уплотнительный элемент с одинаковой величиной деформации, которой достаточно для герметизации конусных сопрягаемых поверхностей, но совершенно недостаточно для герметичного обжатия электрокабеля.

Технической задачей, решаемой изобретением, является обеспечение возможности дополнительного обжатия уплотнительного элемента в зоне размещения электрокабеля путем создания в этой зоне утолщения, которое в рабочем положении находится в сжатом состоянии под воздействием дополнительного механического прижима.

Поставленная задача решается тем, что герметизатор устья скважины, содержащий полый цилиндрический корпус с внутренним конусом и со сквозным каналом для пропуска труб с технологическим оборудованием, с фиксатором и фланцем для присоединения к арматуре устья, герметизирующую вставку, выполненную в виде конусной муфты с механическим прижимом и уплотнительным элементом снаружи, имеющим продольный паз с прорезью для размещения электрокабеля, выполнен так, что уплотнительный элемент в зоне продольного паза с прорезью имеет утолщение, одна сторона которого обращена к механическому прижиму, а другие стороны размещены в замкнутом пространстве, образованном внутренним конусом полого цилиндрического корпуса и конструктивными элементами конусной муфты, при этом величина утолщения уплотнительного элемента выбирается из расчета обеспечения герметизации электрокабеля в зоне продольного паза с прорезью в сжатом состоянии под воздействием механического прижима.

Изобретение поясняется чертежами, где изображены:

На фигуре 1 - продольный вертикальный разрез полого цилиндрического корпуса с внутренним конусом и со сквозным каналом для пропуска труб с технологическим оборудованием.

На фигуре 2 - вид сверху на полый цилиндрический корпус с внутренним конусом и со сквозным каналом для пропуска труб с технологическим оборудованием.

На фигуре 3 - продольный вертикальный разрез герметизирующей вставки без электрокабеля, место которого занято пробкой.

На фигуре 4 - вид сверху на герметизирующую вставку.

На фигуре 5 - фронтальный вид герметизирующей вставки.

На фигуре 6 - уплотнительный элемент в рабочем состоянии, вид сверху.

На фигуре 7 - уплотнительный элемент с отогнутым лепестком для ввода электрокабеля, вид сверху.

На фигуре 8 - уплотнительный элемент, разрез по Б-Б.

На фигуре 9 - уплотнительный элемент, разрез по А-А.

На фигуре 10 - продольный вертикальный разрез герметизирующей вставки с присоединенными трубами.

На фигуре 11 - продольный вертикальный разрез герметизирующей вставки с присоединенными трубами. Пробка и сегмент нижний удалены.

На фигуре 12 - продольный вертикальный разрез герметизирующей вставки с присоединенными трубами. В продольный паз установлен электрокабель и установлен на свое место сегмент нижний.

На фигуре 13 - общий вид герметизатора устья скважины перед установкой конусной муфты с электрокабелем и трубами в конусное отверстие полого цилиндрического корпуса.

На фигуре 14 - общий вид герметизатора устья скважины после установки конусной муфты с электрокабелем и трубами в конусное отверстие полого цилиндрического корпуса. Конусная муфта зафиксирована боковыми фиксаторами, уплотнительный элемент в зоне утолщения сжат механическим прижимом.

Герметизатор устья скважины содержит полый цилиндрический корпус 1 с внутренним конусом 2, нижним фланцем 3 для присоединения к арматуре устья скважины и верхним фланцем 4 с выдвижными фиксаторами 5 (фиг.1, 2). Герметизирующая вставка содержит конусную муфту 6 с уплотнительным элементом 7, откидную опору 8, а также механический прижим, содержащий сегмент нижний 9, сегмент верхний 10 и винты 11 (фиг.3, 4, 5). В исходном (транспортировочном) положении место расположения электрокабеля занимает пробка 12. Откидная опора 8 имеет возможность поворачиваться вокруг оси 13. Уплотнительный элемент 7 в зоне расположения электрокабеля имеет утолщение 14 с продольным пазом 15, форма и размеры которого соответствуют сечению уплотняемого электрокабеля (фиг.6, 7). Для ввода электрокабеля в продольный паз 15 утолщение 14 имеет две прорези 16 и 17. В рабочем положении к конусной муфте 6 присоединяются технологические трубы 18 (фиг.10).

Работает герметизатор устья скважины следующим образом. К конусной муфте 6 присоединяют технологические трубы 18. Извлекают пробку 12 и сегмент нижний 9, для чего поворачивают откидную опору 8 на 90 градусов вокруг оси 13, отгибают лепесток уплотнительного элемента 7 в зоне утолщения 14 на величину, достаточную для свободного выхода пробки 12 из продольного паза 15, вращением винтов 11 выводят их из отверстий сегмента нижнего 9. Вводят электрокабель в освободившийся продольный паз 15 уплотнительного элемента 7 и устанавливают на место лепесток уплотнительного элемента 7 в зоне утолщения 14, откидную опору 8, сегмент нижний 9 и винты 11 (фиг.12, 13). Собранную трубную компоновку вместе с герметизирующей вставкой и электрокабелем перемещают внутрь полого цилиндрического корпуса 1 до плотного контакта внутреннего конуса 2 с ответной поверхностью конусной муфты 6. Перемещают выдвижные фиксаторы 5 в направлении к герметизирующей вставки и жестко фиксируют ее в осевом направлении. В данный момент происходит герметизация сопрягаемых конусных поверхностей с помощью обжатого уплотнительного элемента 7. Для герметизации электрокабеля в продольном пазу 15 необходимо дополнительное обжатие утолщения 14 уплотнительного элемента 7, для чего вращением винтов 11 перемещают сегменты нижний 9 и верхний 10 вниз до необходимой степени сжатия утолщения 14 уплотнительного элемента 7. Объем резины в утолщении лишь одной стороной обращен к механическому прижиму и имеет возможность перемещения, а остальными сторонами заблокирован внутренним конусом 2 и конструктивными элементами конусной муфты 6 с откидной опорой 8.

Дополнительный регулируемый прижим уплотнительного элемента в зоне расположения электрокабеля позволяет повысить надежность герметизации в целом.

Источники информации:

1. SU 1836541 (В.Д.Куртов), Е 21 В 33/03, 1993 г.

2. RU 2160354 (А.Ф.Абрамов), С 1 Е 21 В 33/03, 1999 г.

Герметизатор устья скважины, содержащий полый цилиндрический корпус с внутренним конусным сквозным каналом для пропуска труб с технологическим оборудованием, с фиксатором и фланцем для присоединения к арматуре устья, герметизирующую вставку, выполненную в виде конусной муфты с механическим прижимом и уплотнительным элементом снаружи, имеющим продольный паз с прорезью для размещения электрокабеля, отличающийся тем, что герметизирующая вставка содержит откидную опору, уплотнительный элемент в зоне продольного паза с прорезью имеет утолщение, которое одной стороной обращено к механическому прижиму и имеет возможность сжатия, остальные стороны заблокированы в замкнутом пространстве, образованном цилиндрическим корпусом и конусной муфтой с откидной опорой, при этом величина утолщения уплотнительного элемента выбрана из расчета обеспечения герметизации электрокабеля в зоне продольного паза с прорезью в сжатом состоянии под воздействием механического прижима.

findpatent.ru

Герметизатор устья скважины разъемный

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устьевому оборудованию, и может быть использовано для герметизации межтрубного пространства между кондуктором и промежуточной колонной на действующих скважинах, оборудованных однофланцевыми колонными головками типа ОКК-1, без их глушения.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- в настоящее время устье большого числа действующих скважин, например, на подземных хранилищах газа оборудовано однофланцевыми колонными головками типа ОКК-1 без герметизации пространства между кондуктором и промежуточной колонной. В процессе длительной эксплуатации в этом пространстве отмечаются случаи выделения газа, а также возможно наличие эксцентриситета между колоннами. Открытое устье не позволяет контролировать заколонные проявления и управлять ими.

Известна серийно выпускаемая двухфланцевая колонная головка типа ОКК-2 (см. Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л. и др. Оборудование буровое, противовыбросовое и устьевое: Справ. пособ.: В 2 т. Т.1 - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007, с.613), которая обеспечивает герметичность пространства между кондуктором и промежуточной колонной. Однако для установки вышеуказанной колонной головки необходимо демонтировать колонную головку типа ОКК-1. Для этого требуется заглушить скважину, извлечь забойное оборудование, установить изолирующий цементный мост, а затем после переоборудования устья разбурить его и освоить скважину. Все это значительно увеличит время и стоимость работ. Кроме того, в большинстве скважин пространство между кондуктором и промежуточной колонной зацементировано, что также увеличивает время и трудозатраты на очистку уплотняемых поверхностей. К тому же для установки колонной головки типа ОКК-2 на кондукторе необходимо нарезать резьбу, что не всегда возможно ввиду изношенности и коррозии труб. При наличии эксцентриситета между кондуктором и промежуточной колонной установка колонной головки типа ОКК-2 без специальных устройств будет невозможна.

Известно устройство для герметизации устья скважины с надводным размещением противовыбросового оборудования (см. а.с. №1799996 от 08.05.91 г. по кл. E21B 33/035, опубл. 07.03.93 г.), включающее корпус со стойками колонной головки, жестко связанной с кондуктором, размещенным внутри водоотделяющей колонны. Между водоотделяющей колонной и кондуктором установлена опорная втулка с последовательно размещенными под ней уплотнительным элементом, кронбуксой, основными и дополнительными клиньями, распорными конусами, затяжными шпильками с гайками на верхних концах и подпружиненными кольцами. Герметизация осуществляется в межколонном пространстве между кондуктором и водоотделяющей колонной. Недостатками является следующее. Для установки в межколонное пространство устройства для герметизации необходимо произвести срез водоотделяющей колонны. Причем монтаж устройства возможен только в скважинах с большим зазором между колоннами. Малый зазор, а также наличие эксцентриситета между колоннами не позволят смонтировать устройство в межколонном пространстве. К тому же корпус колонной головки к кондуктору подсоединяют путем приварки, т.е. необходимо проведение огневых работ.

Известно устьевое оборудование скважины (см. п. РФ №2269641 от 18.01.2005 г. по кл. E21B 33/03, опубл. 10.02.2006 г.) Устьевое оборудование включает колонную головку, состоящую из корпуса с радиальными каналами, фланца, элементов соединения, подвески и герметизации обсадной колонны, и трубную головку. Корпус и фланец колонной головки выполнены разъемными. Недостатками указанного оборудования является следующее. Устьевое оборудование предназначено для использования на находящихся в эксплуатации ранее построенных скважинах с установкой такого оборудования во время капитальных ремонтов указанных скважин. Для установки оборудования необходимо: заглушить скважину, извлечь забойное оборудование, установить изолирующий цементный мост, после переоборудования устья разбурить мост и освоить скважину, что значительно увеличит время и стоимость работ.

Уплотнение кондуктора осуществляется по боковой поверхности. За длительный период эксплуатации скважины наружная и внутренняя поверхности кондуктора в результате коррозии становятся непригодными для осуществления герметизации без предварительной их обработки. Зачистка таких поверхностей трудоемка и невозможна при глубокой коррозии.

При герметизации эксцентричных колонн значительно усложнится конструкция и снизится технологичность изготовления.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, обеспечивает:

- надежную герметизацию пространства между кондуктором и промежуточной колонной за счет выполнения герметизатора разъемным;

- сокращение сроков переоборудования устья действующих скважин, оборудованных однофланцевыми колонными головками типа ОКК-1 за счет возможности установки герметизатора без демонтажа однофланцевых колонных головок типа ОКК-1, т.е. без глушения скважины и проведения других длительных и трудоемких операций;

- возможность установки герметизатора при эксцентричном расположении колонн за счет уплотнения кондуктора по торцу;

- исключение операции по нарезанию резьб и огневых работ при установке герметизатора, что позволит монтировать его при наличии давления в скважине и при возможных газовыделениях.

Технический результат достигается с помощью предлагаемого герметизатора устья скважины разъемного, включающего:

устанавливаемый на торце кондуктора с охватом части длины промежуточной колонны, эксцентрично расположенной в кондукторе, разъемный цилиндрический корпус, состоящий из двух полукорпусов, соединенных между собой встык и загерметизированных напряженно-деформированными медьсодержащими прокладками, причем плоскость стыков полукорпусов перпендикулярна направлению эксцентриситета кондуктора и промежуточной колонны;

на нижнем торце каждого полукорпуса приварена полупланшайба с кольцевой канавкой специальной конфигурации на ее нижней торцевой поверхности под разрезное уплотнительное кольцо, выполненное из мягкого металла, причем кольцевая канавка проточена с учетом максимальной толщины стенки кондуктора и максимального эксцентриситета кондуктора и промежуточной колонны, с обеспечением соосности разъемного цилиндрического корпуса относительно промежуточной колонны;

в верхней части на наружной боковой поверхности каждого полукорпуса приварен полуфланец, причем между полуфланцами и полупланшайбами приварены стяжные планки с косынками, а под полупланшайбами - стяжные планки с пластинами, при этом все стяжные планки имеют стяжные отверстия под шпильки с гайками, а в один из полукорпусов вварен патрубок;

в средней части на внутренней боковой поверхности каждого полукорпуса приварено полукольцо, верхняя торцевая поверхность которого выполнена конусной;

над полукольцами установлены самоуплотняющиеся конусные кольца, выполненные из эластичного материала и разрезанные по всей высоте, причем места разрезов смещены друг относительно друга;

над самоуплотняющимися конусными кольцами установлена разъемная грундбукса, половинки которой зафиксированы зацепами, причем нижняя торцевая поверхность разъемной грундбуксы выполнена конусной, а угол наклона φ ее торцевой поверхности к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства

,

где: f - коэффициент трения эластичного материала по металлу;

верхние торцевые поверхности полуколец и самоуплотняющиеся конусные кольца имеют конусность, соответствующую конусности нижней торцевой поверхности разъемной грундбуксы;

в верхней части разъемной грундбуксы и в полуфланцах выполнены сквозные отверстия под упорные шпильки с гайками, установленными над разъемной грундбуксой и полуфланцами;

над разъемной грундбуксой установлена разъемная упорная втулка с резьбовыми отверстиями, выполненными на нижней торцевой поверхности, с обеспечением фиксации верхней части упорных шпилек, причем разъемная упорная втулка в верхней части состыкована в единую деталь фиксирующими вкладышами, места стыков которых перпендикулярны местам стыков разъемной упорной втулки, а на внутреннюю боковую поверхность разъемной упорной втулки, выполненную конусно, опираются плашки.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию новизны.

Анализ изобретательского уровня показал следующее: из источников патентной документации и научно-технической литературы не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого технического решения, обеспечивающими достигаемый технический результат, обусловленный неизвестными свойствами конструктивных элементов герметизатора и связями между конструктивными элементами. Таким образом, заявляемые существенные признаки не следуют явным образом из уровня техники, т.е. соответствуют условию изобретательского уровня.

Конструкция заявляемого устройства поясняется следующими чертежами:

на фиг.1 представлен фронтальный разрез устройства;

на фиг.2 представлен профильный разрез устройства;

на фиг.3 представлен вид снизу.

Герметизатор устья скважины разъемный установлен на торце кондуктора 1 и охватывает часть длины промежуточной колонны 2, которая эксцентрично расположена в кондукторе 1. Герметизатор содержит разъемный цилиндрический корпус, который состоит из двух полукорпусов 3. Полукорпусы 3 соединены между собой встык, а места стыков загерметизированы напряженно-деформированными медьсодержащими прокладками 4. Плоскость стыков полукорпусов 3 перпендикулярна направлению эксцентриситета е кондуктора 1 и промежуточной колонны 2. На нижнем торце каждого полукорпуса 3 приварена полупланшайба 5 с кольцевой канавкой 6 специальной конфигурации на ее нижней торцевой поверхности под разрезное уплотнительное кольцо 7. Уплотнительное кольцо 7 выполнено из мягкого металла. Кольцевая канавка 6 специальной конфигурации проточена с учетом максимальной толщины стенки кондуктора 1 и максимального эксцентриситета е кондуктора 1 и промежуточной колонны 2, с обеспечением соосности разъемного цилиндрического корпуса относительно промежуточной колонны 2. В верхней части на наружной боковой поверхности каждого полукорпуса 3 приварен полуфланец 8. Между полуфланцами 8 и полупланшайбами 5 приварены стяжные планки 9 с косынками 10, а под полупланшайбами 5 - стяжные планки 11 с пластинами 12. Стяжные планки 9, 11 имеют сквозные отверстия 13 под шпильки 14 и гайки 15. В один из полукорпусов 3 вварен патрубок 16 для возможности проведения технологических операций, а также подсоединения манометра и кранов для сброса давления. В средней части на внутренней боковой поверхности каждого полукорпуса 3 приварено полукольцо 17, верхняя торцевая поверхность которого выполнена конусной. Над полукольцами 17 установлены самоуплотняющиеся конусные кольца 18, выполненные из эластичного материала. Самоуплотняющиеся конусные кольца 18 разрезаны по всей высоте, а места разрезов смещены друг относительно друга. Над самоуплотняющимися конусными кольцами 18 установлена разъемная грундбукса 19, половинки которой зафиксированы зацепами 20. Нижняя торцевая поверхность грундбуксы 19 выполнена конусной, а угол наклона φ ее торцевой поверхности к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства

,

где: f - коэффициент трения эластичного материала по металлу.

Верхние торцевые поверхности полуколец 17 и самоуплотняющиеся конусные кольца 18 имеют конусность, соответствующую конусности нижней торцевой поверхности разъемной грундбуксы 19. В верхней части разъемной грундбуксы 19 и в полуфланцах 8 выполнены сквозные отверстия 21, 22 под упорные шпильки 23 с гайками 24, 25. Гайки 24 установлены над разъемной грундбуксой 19, а гайки 25 - над полуфланцами 8. Над разъемной грундбуксой 19 установлена разъемная упорная втулка 26. Разъемная упорная втулка 26 имеет резьбовые отверстия 27, выполненные на ее нижней торцевой поверхности для фиксации верхней части упорных шпилек 23. Разъемная упорная втулка 26 в верхней части состыкована в единую деталь фиксирующими вкладышами 28, места стыков которых перпендикулярны местам стыков разъемной упорной втулки 26. На внутреннюю боковую поверхность разъемной упорной втулки 26, выполненную конусно, опираются плашки 29.

Герметизатор на устье скважины устанавливают в следующем порядке.

Для создания напряженно-деформированного состояния медьсодержащих прокладок 4 предварительно на заводе-изготовителе полукорпусы 3 с медьсодержащими прокладками 4 стягивают между собой шпильками 14 до образования герметичного стыка. При этом медьсодержащие прокладки 4 деформируются и частично заплывают внутрь разъемного цилиндрического корпуса. Далее начисто протачивают внутреннюю поверхность разъемного цилиндрического корпуса над полукольцами 17 и в собранном виде разъемный цилиндрический корпус поставляют на скважину. После разъединения полукорпусов 3 перед монтажом на скважине медьсодержащие прокладки 4 сохраняют форму сопрягаемых поверхностей и остаются в напряженно-деформированном состоянии, поэтому при монтаже не заплывают внутрь разъемного цилиндрического корпуса, обеспечивая надежную герметизацию пространства между разъемным цилиндрическим корпусом и промежуточной колонной 2.

Перед установкой герметизатора на устье скважины (фиг.1, 2) роликовым труборезом обрезают верхний конец кондуктора 1 и зачищают торцевую поверхность. Определяют направление эксцентриситета е между кондуктором 1 и промежуточной колонной 2. На подготовленный торец кондуктора 1 устанавливают полукорпусы 3 с кольцевой канавкой 6 специальной конфигурации (фиг.3), выполненной на нижней торцевой поверхности полупланшайб 5, и соединяют их между собой встык, стягивая шпильками 14 стяжные планки 9 и стяжные планки 11. Места стыков полукорпусов 3 герметизируют напряженно-деформированными медьсодержащими прокладками 4. Собранный разъемный цилиндрический корпус приподнимают и в кольцевую канавку 6 специальной конфигурации укладывают разрезное уплотнительное кольцо 7, выполненное из мягкого металла. Далее разъемный цилиндрический корпус с разрезным уплотнительным кольцом 7 устанавливают на торец кондуктора 1 таким образом, чтобы плоскость стыков полукорпусов 3 была перпендикулярна направлению эксцентриситета е кондуктора 1 и промежуточной колонны 2, а разъемный цилиндрический корпус был соосен промежуточной колонне 2.

В кольцевое пространство между разъемным цилиндрическим корпусом и промежуточной колонной 2 на полукольца 17 укладывают самоуплотняющиеся конусные кольца 18, конусность которых компенсирует неравномерность кольцевого пространства, обеспечивая надежную герметизацию межтрубного пространства. Смещение мест разрезов самоуплотняющихся конусных колец 18 друг относительно друга позволяет перекрыть места разрезов целой частью кольца. При этом пакет разрезных колец работает как пакет неразрезных колец. Предварительно собирают две компоновки, каждая из которых состоит из половины разъемной упорной втулки 26 с вкрученными упорными шпильками 23, гаек 24, половины разъемной грундбуксы 19 и гаек 25. Устанавливают их над разъемным цилиндрическим корпусом таким образом, чтобы нижний торец разъемной грундбуксы 19 уперся в самоуплотняющиеся конусные кольца 18, а упорные шпильки 23 вошли в соответствующие сквозные отверстия 21 разъемной грундбуксы 19 и сквозные отверстия 22 полуфланцев 8. Нижнюю торцевую поверхность разъемной грундбуксы 19 выполняют конусной, а угол наклона φ ее торцевой поверхности к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства

,

где: f - коэффициент трения эластичного материала по металлу.

При монтаже герметизатора возможны его перекосы, несоосность, а также овальность промежуточной колонны 2. Для их компенсации предусмотрены технологические зазоры в разъемной грундбуксе 19. При высоких контактных нагрузках возможно пластическое течение эластичного материала в эти зазоры. Этому препятствует сила трения, возникающая при контакте нижней торцевой конусной поверхности разъемной грундбуксы 19 с поверхностью самоуплотняющихся конусных колец 18. Достаточная сила трения возникает при угле наклона φ, определяемом из вышеуказанного неравенства.

Пример. Разъемную грундбуксу 19 изготавливают из стали 45, нижняя торцевая конусная поверхность которой обработана по 4 классу шероховатости. Самоуплотняющиеся конусные кольца 18 выполняют из резины марки ИРП-1294. При сухом трении резины по стали коэффициент трения составляет 0,4-1,0 (см. Яворский Ю. Резина в автомобилях. / пер. с польского. Под редакцией В.М. Харчевникова. - Л.: Машиностроение, 1980. с.21, Интернет Сайт: http://shinyavto.ru/books/rezina_v_avto/rezina_v_avto_21.html.) Экспериментальным путем в лабораторных условиях было установлено, что коэффициент трения вышеуказанной марки резины по стали 45 без смазки равен f=0,7, тогда угол наклона φ торцевой поверхности разъемной грундбуксы 19 к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства

,

то есть φ≥55°. Принимаем φ=60°.

Верхние торцевые поверхности полуколец 17 и самоуплотняющиеся конусные кольца 18 имеют конусность, соответствующую конусности нижней торцевой поверхности разъемной грундбуксы 19, т.е. 60°, что обеспечит надежную герметизацию за счет равномерного поджатая самоуплотняющихся конусных колец 18.

После установки данных компоновок половинки разъемной грундбуксы 19 соединяют в единую деталь зацепами 20, а половинки разъемной упорной втулки 26 соединяют с помощью фиксирующих вкладышей 28. После этого в пространство, образованное между внутренней боковой поверхностью разъемной упорной втулки 26 и промежуточной колонной 2, устанавливают плашки 29. Сначала проводят герметизацию кондуктора 1 по торцу, перемещая гайки 25 вниз по упорным шпилькам 23 и передавая тем самым осевое усилие через полуфланцы 8 разъемного цилиндрического корпуса на разрезное уплотнительное кольцо 7. Затем перемещением гаек 24 вниз по упорным шпилькам 23 задавливают разъемную грундбуксу 19 с контактным давлением, не превышающим предел текучести резины, герметизируя пространство между разъемным корпусом и промежуточной колонной.

Таким образом, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения условию промышленная применимость.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию патентоспособности, а именно условию новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости.

Герметизатор устья скважины разъемный, устанавливаемый на торце кондуктора с охватом части длины промежуточной колонны, эксцентрично расположенной в кондукторе, включающий разъемный цилиндрический корпус, состоящий из двух полукорпусов, соединенных между собой встык и загерметизированных напряженно-деформированными медьсодержащими прокладками, причем плоскость стыков полукорпусов перпендикулярна направлению эксцентриситета кондуктора и промежуточной колонны, а на нижнем торце каждого полукорпуса приварена полупланшайба с кольцевой канавкой специальной конфигурации на ее нижней торцевой поверхности под разрезное уплотнительное кольцо, выполненное из мягкого металла, причем кольцевая канавка проточена с учетом максимальной толщины стенки кондуктора и максимального эксцентриситета кондуктора и промежуточной колонны, с обеспечением соосности разъемного цилиндрического корпуса относительно промежуточной колонны, а в верхней части на наружной боковой поверхности каждого полукорпуса приварен полуфланец, причем между полуфланцами и полупланшайбами приварены стяжные планки с косынками, а под полупланшайбами - стяжные планки с пластинами, при этом все стяжные планки имеют сквозные отверстия под шпильки с гайками, а в один из полукорпусов вварен патрубок, причем в средней части на внутренней боковой поверхности каждого полукорпуса приварено полукольцо, верхняя торцевая поверхность которого выполнена конусной, при этом над полукольцами установлены самоуплотняющиеся конусные кольца, выполненные из эластичного материала и разрезанные по всей высоте, причем места разрезов смещены друг относительно друга, а над самоуплотняющимися конусными кольцами установлена разъемная грундбукса, половинки которой зафиксированы зацепами, причем нижняя торцевая поверхность разъемной грундбуксы выполнена конусной, а угол наклона φ ее торцевой поверхности к вертикальной оси герметизатора определяют из неравенства ,где: f - коэффициент трения эластичного материала по металлу,при этом верхние торцевые поверхности полуколец и самоуплотняющиеся конусные кольца имеют конусность, соответствующую конусности нижней торцевой поверхности разъемной грундбуксы, а в верхней части разъемной грундбуксы и в полуфланцах выполнены сквозные отверстия под упорные шпильки с гайками, установленными над разъемной грундбуксой и полуфланцами, при этом над разъемной грундбуксой установлена разъемная упорная втулка с резьбовыми отверстиями, выполненными на нижней торцевой поверхности, с обеспечением фиксации верхней части упорных шпилек, причем разъемная упорная втулка в верхней части состыкована в единую деталь фиксирующими вкладышами, места стыков которых перпендикулярны местам стыков разъемной упорной втулки, а на внутреннюю боковую поверхность разъемной упорной втулки, выполненную конусно, опираются плашки.

edrid.ru

герметизатор устья скважины

Изобретение относится к оборудованию, применяемому при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин, и используется для герметизации устья при исследовании скважин геофизическими приборами, спускаемыми в скважину на кабеле. Герметизатор устья скважины содержит полый цилиндрический корпус с конусным отверстием для пропуска геофизического прибора с кабелем, сменную герметизирующую вставку, установленную в отверстие корпуса, зафиксированную и содержащую верхние круговые сегменты. Две подвижные уплотнительные манжеты выполнены с возможностью радиального перемещения относительно оси кабеля и с возможностью вертикального перемещения вдоль оси кабеля в момент герметизации кабеля. Подвижные уплотнительные манжеты опираются на нижние круговые сегменты, каждый из которых жестко соединен со стержнем, имеющим резьбовой конец, выведенный наружу и соединенный с нажимной гайкой, обеспечивающей переход уплотнительных манжет в сжатое состояние при герметизации устья скважины. Имеется круговой диск с продольным пазом для ввода кабеля и наружной поверхностью, находящейся в контакте с поверхностью отверстия полого цилиндрического корпуса. Резьбовые концы стержней выведены через круговой диск наружу. Отверстие полого цилиндрического корпуса выполнено конусным. В собранном виде в момент герметизации устья скважины круговой диск, подвижные уплотнительные манжеты и круговые сегменты образуют снаружи конусную поверхность, соответствующую конусному отверстию полого цилиндрического корпуса и находятся в контакте с ним. Сама вставка зафиксирована при помощи цилиндрических упоров. Упрощается конструкция, облегчается установка противовыбросового оборудования при ликвидации аварийной ситуации на скважине. Применение герметизатора устья скважины в практику подземного ремонта скважин позволит быстро и надежно герметизировать устье скважины в момент проведения исследований с помощью геофизических приборов, спускаемых на кабеле. 11 ил.

Изобретение относится к оборудованию, применяемому при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин, и используется для герметизации устья при исследовании скважин геофизическими приборами, спускаемыми в скважину на кабеле.

Известно герметизирующее устройство, содержащее полый цилиндрический корпус с конусным отверстием для установки сменных герметизирующих вставок, с фиксатором, выполненным в виде подвижного ползуна, и фланцами для установки технологического оборудования и для герметичного присоединения к арматуре устья [1]. Недостатком известного устройства является невозможность герметизации скважины в момент спуска геофизического прибора на кабеле.

Известен герметизатор устья скважины, содержащий полый цилиндрический корпус с отверстием для пропуска геофизического прибора с кабелем, сменную герметизирующую вставку, установленную в отверстие корпуса, зафиксированную и содержащую верхние круговые сегменты, две подвижные уплотнительные манжеты, выполненные с возможностью радиального перемещения относительно оси кабеля и с возможностью вертикального перемещения вдоль оси кабеля в момент герметизации кабеля и опирающиеся на нижние сегменты, каждый из которых жестко соединен со стержнем, имеющим резьбовой конец, выведенный наружу и соединенный с нажимной гайкой, обеспечивающей переход уплотнительных манжет в сжатое состояние при герметизации устья скважины, выбранный в качестве ближайшего аналога [2]. При установке этого герметизатора на верхний фланец превентора выступающие наружу элементы узла герметизации создадут серьезные проблемы, связанные с ликвидацией аварийной ситуации на скважине, т.к. на фланец с выступающими рукоятками и шарниром нельзя установить противовыбросовое оборудование. Кроме того, резьбовые сегменты нетехнологичны в изготовлении и излишне усложняют изделие.

Технической задачей, решаемой изобретением, является упрощение конструкции герметизатора устья скважины и облегчение установки противовыбросового оборудования при ликвидации аварийной ситуации на скважине.

Поставленная задача решается тем, что герметизатор устья скважины, содержащий полый цилиндрический корпус с отверстием для пропуска геофизического прибора с кабелем, сменную герметизирующую вставку, установленную в отверстие корпуса, зафиксированную и содержащую верхние круговые сегменты, две подвижные уплотнительные манжеты, выполненные с возможностью радиального перемещения относительно оси кабеля и с возможностью вертикального перемещения вдоль оси кабеля в момент герметизации кабеля и опирающиеся на нижние сегменты, каждый из которых жестко соединен со стержнем, имеющим резьбовой конец, выведенный наружу и соединенный с нажимной гайкой, обеспечивающей переход уплотнительных манжет в сжатое состояние при герметизации устья скважины, снабжен круговым диском с продольным пазом для ввода кабеля и наружной поверхностью, находящейся в контакте с поверхностью отверстия полого цилиндрического корпуса, резьбовые концы стержней выведены через круговой диск наружу, при этом отверстие полого цилиндрического корпуса выполнено конусным, в собранном виде в момент герметизации устья скважины круговой диск, подвижные уплотнительные манжеты и круговые сегменты образуют снаружи конусную поверхность, соответствующую конусному отверстию полого цилиндрического корпуса и находятся в контакте с ним, а сама вставка зафиксирована при помощи цилиндрических упоров.

Изобретение поясняется чертежами, где изображено:

на фигуре 1 - вертикальный разрез полого цилиндрического корпуса с подвижными цилиндрическими упорами;

на фигуре 2 - вид сверху на герметизатор устья скважины без сменной герметизирующей вставки;

на фигуре 3 - вертикальный разрез сменной герметизирующей вставки, уплотнительные манжеты в сомкнутом положении;

на фигуре 4 - вид сверху на сменную герметизирующую вставку;

на фигуре 5 - вертикальный разрез сменной герметизирующей вставки, уплотнительные манжеты в разведенном положении;

на фигуре 6 - вид сверху на сменную герметизирующую вставку;

на фигуре 7 - вертикальный разрез в момент установки сменной герметизирующей вставки в конусное отверстие полого цилиндрического корпуса;

на фигуре 8 - вертикальный разрез в момент фиксации сменной герметизирующей вставки при помощи подвижного цилиндрического упора;

на фигуре 9 - вид Б, показан фрагмент конструкции ограничения рабочего хода нажимной гайки вдоль резьбового конца стержня;

на фигуре 10 - гаечная головка инструмента для сжатия уплотнительных манжет;

на фигуре 11 - разрез по А-А, показан вариант фиксации приводного винта подвижного цилиндрического упора с помощью шарикоподшипника насыпного типа.

Герметизатор устья скважины содержит полый цилиндрический корпус 1 с конусным отверстием 2, нижний фланец 3 для герметичного присоединения к арматуре устья и верхний фланец 4 для герметичного присоединения технологического оборудования (фиг.1; 2) Верхний фланец снабжен подвижным цилиндрическим упором 5 для фиксации сменной герметиизрующей вставки, которая содержит круговой диск 6 с продольным пазом 7 для ввода кабеля, верхние круговые сегменты 8, уплотнительные манжеты 9, нижние круговые сегменты 10, каждая из которых жестко соединена со стержнем 11, выведенным через отверстие 12 через круговой диск 6 и снабженным нажимной гайкой 13 для сжатия уплотнительных манжет 9 в момент герметизации (фиг.3; 4).

Герметизатор устья скважины работает следующим образом. Сменную герметизирующую вставку переводят в исходное положение (фиг.5; 6), для чего верхние круговые сегменты 8, уплотнительные манжеты 9 и нижние круговые сегменты 10 вместе со стержнями 11 и нажимными гайками 13 разводят в стороны на величину, необходимую для свободного ввода кабеля в продольный паз 7. После ввода кабеля в продольный паз 7 разведенные элементы сводятся плотно к кабелю, и вся конструкция перемещается вдоль кабеля вниз до установки конусных поверхностей компонентов сменной герметизирующей вставки в конусное отверстие цилиндрического корпуса 1 (фиг.7). Приводят в движение цилиндрические упоры 5 и фиксируют сменную герметизирующую вставку для восприятия нагрузки от давления со стороны скважины (фиг.8). Равномерным поочередным вращением нажимных гаек 13 производят сжатие уплотнительных манжет 9 до обеспечения необходимого уровня герметизации устья скважины. Для удобства вращения нажимных гаек 13 можно применить гаечную головку, приведенную на фигуре 10. Для того чтобы нажимная гайка 13 не вышла из зацепления со стрежнем 11, резьбовой его конец снабжен упорным съемным пружинным кольцом, изображенным на фигуре 9.

Применение герметизатора устья скважины в практику подземного ремонта скважин позволит быстро и надежно герметизировать устье скважины в момент проведения исследований с помощью геофизических приборов, спускаемых на кабеле.

Источники информации:

1. RU 2160355 С1, 13.05.1999 г.

2. RU 2102579 С1, 28.06.1996 г.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Герметизатор устья скважины, содержащий полый цилиндрический корпус с отверстием для пропуска геофизического прибора с кабелем, сменную герметизирующую вставку, установленную в отверстие корпуса, зафиксированную и содержащую верхние круговые сегменты, две подвижные уплотнительные манжеты, выполненные с возможностью радиального перемещения относительно оси кабеля и с возможностью вертикального перемещения вдоль оси кабеля в момент герметизации кабеля и опирающиеся на нижние круговые сегменты, каждый из которых жестко соединен со стержнем, имеющим резьбовой конец, выведенный наружу и соединенный с нажимной гайкой, обеспечивающей переход уплотнительных манжет в сжатое состояние при герметизации устья скважины, отличающийся тем, что он снабжен круговым диском с продольным пазом для ввода кабеля и наружной поверхностью, находящейся в контакте с поверхностью отверстия полого цилиндрического корпуса, резьбовые концы стержней выведены через круговой диск наружу, при этом отверстие полого цилиндрического корпуса выполнено конусным, в собранном виде в момент герметизации устья скважины круговой диск, подвижные уплотнительные манжеты и круговые сегменты образуют снаружи конусную поверхность, соответствующую конусному отверстию полого цилиндрического корпуса, и находятся в контакте с ним, а сама вставка зафиксирована при помощи цилиндрических упоров.

www.freepatent.ru

Герметизация устья скважины

Для герметизации устья скважины при бурении с промывкой ГЖС или пеной необходимо дополнительно устанавливать на устье скважины вращающийся превентор (ПВ). Тип ПВ выбирают в зависимости от диаметра долота. Перед монтажом ПВ проводится осмотр элементов превентора, контролируется смазка в узле подшипника, шевронном уплотнении, а также проверяется работоспособность масляного насоса.

Нижний фланец корпуса ПВ крепится болтами к верхнему фланцу переходной катушки, соединяющей ПВ с превентором универсальным гидравлическим (ПУГ), входящим в блок ПВО. Компоновка блока ПВО определяется Правилами [6].

Затем проводится спуск бурильной колонны. На последнюю

Рис 3. Превентор вращающийся:

1 - привод насоса; 2 - вкладыш; 3 - корпус патрона; 4 - узел подшипников; 5 - ствол; 6 - шевронное уплотнение; 7 - корпус; 8 - уплотнительный элемент; 9 - байонетная гайка; 10 - насос

бурильную трубу одевается ствол с уплотнительным резиновым элементом, труба наворачивается на спущенную колонну бурильных труб, подвешенных на элеваторе, и опускается в скважину. Вращающийся узел (ствол превентора с уплотнительным резиновым элементом) вставляется в корпус ПВ и фиксируется закрытием байонетного соединения. Сверху во вращающийся узел ПВ устанавливаются два вкладыша для его привода при вращении ведущей трубы (квадратной штанги). К боковому фланцу ПВ или переходной катушке крепится выкидная линия бурового раствора (резиновый шланг высокого давления), другой конец которой крепится к фланцу входного патрубка блока очистки и разрушения пены. Основное требование при монтаже ПВ - совпадение (центровка) оси превентора с осью ротора и колонны бурильных труб. Вращающийся превентор должен быть точно отцентрирован с ротором буровой установки, что предотвращает чрезмерный износ его вращающегося узла.

Для обслуживания ПВ при бурении и СПО оборудуется специальная площадка с ограждением и лестницей согласно требованиям.

Сущность технологии бурения с промывкой пеной с применением ГСЦ заключается в следующем. Готовится ПОЖ заданного состава в емкостях 10 циркуляционной системы. Объем ПОЖ должен быть равен двукратному объему скважины. ПОЖ насосом 9 подается в блок приготовления пены 8 с одновременным нагнетанием в него компрессором 6 инертного газа. Образовавшаяся пена под давлением через колонну бурильных труб и КНБК 14 закачивается в скважину.

Рис. 4. Принципиальная схема расположения бурового оборудования при бурении с промывкой пеной:

1 - крестовина; 2 - плашечные превенторы; 3 - вращающийся превентор; 4 - первичные приборы контроля расхода и давления рабочего агента; 5 - станция геолого-технологического контроля; 6 - компрессор; 7 - обратный клапан; 8 - блок приготовления пены; 9 - буровой насос; 10 - мерные емкости; 11 - задвижка; 12 - блок очистки и разрушения пены (БОРП); 13 - вибросита; 14 - компоновка низа бурильной колонны (КНБК); 15 -породоразрушающий инструмент

После заполнения скважины пеной создается избыточное давление на устье 0,5-0,7 МПа и осуществляется пробная циркуляция с целью опробования узлов и элементов наземной части замкнутой системы циркуляции. Бурение начинают после достижения оптимального сочетания технологических параметров промывки в ее наземной части. Параметры промывки контролируются и регистрируются станцией 5 с контрольно-измерительными приборами. Выходящий из скважины пенный поток через отвод вращающегося превентора 3 и буровой шланг высокого давления поступает в БОРП 12. В фильтре грубой очистки БОРП происходит отделение крупных фракций выбуренной породы из пенного потока. Сброс накопившегося шлама в амбар проводится в период остановки циркуляции. Пена, очищенная от крупных частиц выбуренной породы, попадает в циклонные сепараторы БОРП, где происходит дополнительная очистка ее от шлама. Пена поступает в аэратор БОРП 12, где происходят насыщение ее инертным газом, нагнетаемым компрессором низкого давления, и разрушение на составляющие фазы в вертикальном сепараторе-каплеотбойнике БОРП 12. Пенообразующая жидкость из вертикального и циклонных сепараторов стекает в емкость-отстойник и далее на вибросита 13, а газ удаляется в атмосферу. Пройдя вибросита и желоб, ПОЖ попадает в приемную емкость бурового насоса, и цикл повторяется. На период наращивания бурильной колонны останавливаются компрессора, затем насос. Закачка ПОЖ прекращается после продавливания ее в бурильную колонну через обратный клапан, устанавливаемый при спуске инструмента на последней трубе. Закрывается шаровый кран на ведущей трубе, и проводятся ее отворот и наращивание очередной бурильной трубы. Для предотвращения возможных осложнений при подъеме колонны бурильных труб с герметизированным устьем проводят технологическую операцию по временному блокированию продуктивного пласта, а подъем осуществляют с открытым устьем. При подъеме бурильного инструмента с герметизированным устьем давление на устье должно быть не более 3,5 МПа.

Page 2

Для приготовления пены может быть использован эжектор, аэратор или обычный тройник, куда подаются ПОЖ и газ. В дальнейшем узел приготовления будем называть пеногенератором. Пена образуется в пеногенераторе путем смешивания ПОЖ, подаваемой насосом, и газа, нагнетаемого компрессором. Для предотвращения возможности образования взрывоопасной смеси углеводородного газа с воздухом

Правилами запрещено нагнетание воздуха в скважину. Для этой цели должен использоваться инертный газ (азот, выхлопные газы дизель-моторов буровых установок). Пеногенератор присоединяется через две задвижки к нагнетательной линии бурового насоса в виде байпасной линии. Для удобства используют быстросъемные соединения и резиновые шланги высокого давления. В нагнетательной линии,

между входом и выходом байпасной линии также устанавливается задвижка, которая закрывается, когда закачка ПОЖ идет через пеногенератор

Блок очистки и разрушения пены

Пена, используемая при бурении скважин, самопроизвольно не разрушается в течение длительного времени. Поэтому недостаточно применение только емкостей-отстойников для самопроизвольного разрушения пены. Кроме того, выброс отработанной пены на дневную поверхность может привести к загрязнению окружающей среды, что недопустимо. Вследствие этого для гашения пены, поступающей из скважины, применяют химические и физические способы, причем к последним относится механическое пеногашение. Химические способы пеногашения требуют использования специальных реагентов, которые эффективны только для гашения пен на основе ПАВ одного класса. В настоящее время промышленностью не выпускаются химические пеногасители, применение которых отвечало бы всем требованиям, предъявляемым к технологии этого процесса. Для решения поставленной задачи в практике бурения скважин и нефтегазодобыче используют механические способы разрушения пенных систем. Блок очистки и разрушения пены предназначен для очистки последней от выбуренной породы в процессе углубления скважины, а также разрушения ее с целью последующего использования ПОЖ. Блок рассчитан на рабочее давление pраб = 0,6 МПа. Объемная производительность различна в зависимости от расхода пены. Блок состоит из следующего оборудования: вертикального гравитационного сепаратора, фильтра грубой очистки, гидроциклонных сепараторов, аэратора, трубопроводов с задвижками и вентилями. Конструкция БОРП позволяет рационально включать его в существующие на буровых установках системы циркуляции бурового раствора. Присоединение БОРП к отводу ПВ осуществляется буровым грязевым шлангом высокого давления. Поток пены со шламом поступает в гравитационный сепаратор, фильтр, а далее в циклонные сепараторы, где происходят отделение и частичная очистка пены от выбуренной породы. Шлам через шламовый коллектор сливается в емкость-отстойник и далее на вибросита. Пена, очищенная от шлама, через выходной коллектор подается в деаэратор, где происходит насыщение ее газом, нагнетаемым компрессором низкого давления. Смесь пены и воздуха подается в вертикальный гравитационный газосепаратор с тангенциальным вводом и газоотводом. В этом узле оборудования БОРП происходят разрушение очищенного и дополнительно аэрированного потока пены, а также разделение жидкой и газообразной фаз потока и отвод их из блока. Фильтр грубой очистки предназначен для отделения шлама размером более 3 мм.

В гидроциклонах происходят более тонкая очистка пены от шлама размером до 0,5 мм, а также отделение газа из потока ПОЖ. Аэратор предназначен для повышения газосодержания оставшейся неразрушенной пены и резкого снижения ее устойчивости. Гравитационный сепаратор (трап) предназначен для окончательного отделения газа из ПОЖ и их раздельного выхода: азота выхлопного газа в атмосферу, а ПОЖ на вибросита системы циркуляции.

Блок дросселирования ГЖС

Схема обвязки устья скважины 1 приведена на рис. 5 Применение технологии бурения на депрессии и равновесии давлений в системе скважина - пласт начинается после монтажа и испытания на герметичность противовыбросового и другого специального оборудования. При выполнении первого рейса долота после выхода из-под башмака обсадной колонны определяются: пластовое давление по данным бурения; максимальное допустимое значение давления в открытом стволе (гидроопрессовка ствола скважины на давление начала поглощения);

сила сопротивления резинометаллического уплотнителя вращающего превентора;

остаточное давление в манифольде после остановки циркуляции; гидравлические сопротивления в затрубном пространстве. На основе уточненных данных осуществляются: оперативный прогноз градиентов пластового давления и давления начала поглощения; коррекция значения плотности бурового раствора;

коррекция показания ГИВ. Поддержание заданной депрессии или равновесия в системе скважина - пласт осуществляется путем регламентирования приведенной плотности бурового раствора спр, учитывающей наличие гидродинамических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины при СПО и циркуляции бурового раствора, а также значения устьевого давления. Минимальное значение приведенной плотности бурового раствора определяется для условия подъема бурильной колонны без циркуляции. Максимальное значение приведенной плотности бурового раствора имеет место при спуске бурильного инструмента с промывкой скважины.

Рис. 5 Схема расположения и обвязки оборудования при бурении скважины на равновесии давлений и депрессии в системе скважина - пласт:

1 - превентор с глухими плашками; 2 - превентор с трубными плашками; 3 - превентор универсальный; 4 - вращающийся превентор; 5 - блок регулирования устьевого давления; 6 - пульт управления блоком дросселирования; 7 - блок глушения и дросселирования; 8 - сепаратор; 9 - блок очистки; 10 - манифольд диаметром 100 мм

Так как наибольшую опасность представляет поглощение промывочной жидкости, величина max с не должна создавать давление, превышающее градиент давления начала поглощения. Основными признаками входа в интервал с АВПД являются:

увеличение механической скорости бурения и размера выносимого шлама;

появление затяжек и посадок бурильного инструмента; повышение крутящего момента при вращении бурильного инструмента; увеличение давления на стояке.

При появлении таких признаков следует уточнить значение порового давления, откорректировать плотность бурового раствора, проработать призабойную часть ствола до устранения затяжек и продолжить углубление скважины. При значительном расхождении проектных и фактических условий бурения необходимо выполнить комплекс ГИС для уточнения горно-геологических условий. Во время механического бурения плотность бурового раствора снижается. Перед подъемом бурильного инструмента плотность бурового раствора повышается до нормативной.

Переход на раствор другой плотности осуществляется двумя способами: с помощью закачки раствора большей плотности; с помощью схемы циркуляционной системы, обеспечивающей регенерацию бурового раствора и использование продуктов регенерации для его утяжеления. Снижение плотности обеспечивается гидроциклонной установкой. При этом буровой раствор необходимой плотности поступает в приемный мерник бурового насоса, а тяжелый - в специальную емкость. Перед подъемом бурильной колонны циркулирующий буровой раствор доутяжеляется до первоначальной плотности за счет добавки тяжелого раствора из специальной емкости. Ввод тяжелого раствора осуществляется после вибросит.

На первых бурящихся на площади скважинах рекомендуется использовать первый способ, т.е. необходимо иметь запас утяжеленного и облегченного раствора требуемой плотности и объема. Если при очередном наращивании остаточное давление в манифольде pост выше первоначально замеренного pзам, уточняется градиент пластового давления и корректируется плотность бурового раствора.

studwood.ru


Смотрите также