Устройство для герметизации устья скважины. Герметизация скважины

Герметизация скважины

Попытки остановить утечку нефти из повреждённой скважины начались практически сразу, так 25 апреля 2010 года была неудачная попытка установить на скважинепревентор[65]. Также осуществлялись попытки с помощью трёх подводных лодок наложить заглушки на повреждённую взрывом трубу, параллельно проводились работы по установке купола[59].

7 мая 2010 года 100-тонный стальной купол, который должен был закрыть поврежденную при взрыве на буровой платформе трубу и предотвратить дальнейшее попадание нефти в воду (по оценкам с помощью купола была возможность собирать и откачивать до 85% вытекающей нефти), был спущен на глубину 1,5 км и с помощью подводных роботов были начаты работы по установке купола на скважине[66]. Однако, образование гидратов в большем объёме, чем предполагалось, вынудило поднять стальную конструкцию[67]. 13 мая 2010 года специалисты приступили к установке меньшего защитного купола[.

10 июля 2010 года была снята заглушка, которая не справлялась с удержанием нефти, и взамен её 13 июля была установлена 75-тонная заглушка. И 16 июля 2010 года было объявлено об остановке утечки нефти на скважине благодаря установке нового клапана, однако подчёркивалось, что это не окончательная герметизация. 18 июля была обнаружена новая утечка в 3 километрах от скважины.

Утечка нефти была остановлена 4 августа 2010 года благодаря гидростатическому давлению закачанных в аварийную скважину бурового раствора и цемента.

Для полной герметизации скважины было необходимо бурение разгрузочных скважин, и 2 мая было начато бурение первой скважины, а 16 мая — второй. Бурение разгрузочной скважины происходило в 30,5 метров от аварийной скважины. 17 сентября 2010 года были завершены работы по бурению разгрузочной скважины, 18 сентября через эту скважину началась закачка цемента и 19 сентября 2010 года было объявлено об окончательной герметизации повреждённой скважины и остановке утечки нефти.

Борьба с распространением нефтяного пятна и устранение последствий загрязнения окружающей среды

Работу по ликвидации разлива нефтикоординировала специальная группа под руководствомСлужбы береговой охраны США, в состав которой входили представители различных федеральных ведомств.

В спасательной операции по состоянию на 29 апреля 2010 года участвовала флотилия BP, состоящая из 49 буксиров,барж, спасательныхкатерови других судов, также использовались 4подводных лодки. 2 мая 2010 года в операции уже участвовали 76судов, 5самолётов, около 1100 человек, также были привлечены 6000 военнослужащихНациональной гвардии США, военнослужащие и техникаВоенно-морских сил СШАиВоенно-воздушных сил США.

Для борьбы с разливом нефти использовались боновые заграждения, распылениедиспергентов, контролируемое выжигание и механический сбор нефти, а также искусственно выведенные бактерии-деструкторы (способ их доставки к нефтяным пятнам был предложен российским «НИИ экологии и рационального использования природных ресурсов»).

28 апреля2010 годав 16:45 поместному времени(в 1:45MSK29 апреля 2010 года), когда аварийные службы США подожгли нефтяное пятно с помощью специальногобуяс топливом, начался процесс контролируемого выжигания нефтяного пятна у побережья штата Луизиана[13]. Всего было 441 контролируемое сжигание, каждое сжигание продолжалось от 7 минут до нескольких часов, в зависимости от размеров нефтяного пятна.

Широкое использование (объём используемых диспергентов к 24 маю 2010 года превысил 800 000 галлонов) компанией BP диспергентов семействакорексит(Corexit 9500 и Corexit 9527) вызвало критику, так как по даннымАгентства защиты окружающей среды СШАданные виды диспергентов являются более токсичными и менее эффективными по сравнению с аналогами.

Сбор нефти осуществлялся как в открытом море с помощью специальных кораблей-скиммеров, так и на побережье, где значительная часть работ выполнялась вручную добровольцами и собственниками очищаемых участков. Особую сложность для очистки представляли песчаные пляжи, где нефть смешивалась с песком и работы осуществлялись вручную, и болота, откуда нефть приходилось выкачивать.

9 ноября2011 годав СМИ сообщалось, что Береговая охрана США завершает основные работы по очистке побережья Мексиканского залива от нефти, к этому времени было очищено 90 % загрязнённых участков.

Результаты исследования, проведённого Национальной академией наук СШАи опубликованного в начале января2012 года, показали, что к концу сентября 2010 года исчез подводный шлейфметанаи других газов, а к концу октября исчезло значительное количество находившегося под водой нефтесодержащего вещества со сложным составом. Произошло это благодаря деятельности обитающих в океане бактерий, которые способны перерабатывать определенное количество загрязняющих веществ, состоящих из нефти и газа.

Расследование причин аварии

Расследование причин катастрофы проводилось параллельно несколькими организациями и ведомствами: совместно Министерствами внутренней безопасности СШАивнутренних дел США, также совместно проводили расследованиеБюро по управлению, регулированию и охране океанских энергоресурсов(BOEMRE) иБереговая охрана США, параллельное расследование велиКонгресс США,Министерство юстиции СШАи компанияBP.

studfiles.net

Цементация затрубного пространства скважины на воду

Чтобы отсечь от основного водоносного горизонта, вскрытого во время бурения скважины, верхнележащие водонасыщенные породы и верховодку и предотвратить проникновение в горизонт с питьевой водой загрязненных вод с поверхности, необходимо герметизировать затрубное пространство. Для этого специальные вяжущие растворы закачиваются в зазор между обсадной колонной и стенкой шахты скважины — проводят цементирование затрубного пространства.

Иногда процесс герметизации или разобщения водоносных пластов неверно называют тампонажем. Нужно различать эти два понятия: тампонаж скважины по своей сути — это ничто иное как ликвидация источника водоснабжения, когда путем тампонирования обсадной трубы цементным или густым глинистым раствором полностью перекрывается водоприток воды из водонасыщенного пласта.

Методы герметизации затрубного пространства

Цементация скважины дополнительно укрепляет обсадную колонну, снижая риск ее деформации и появления течи в стыках из-за сдвига и давления грунтов. Перед началом работ по герметизации выполняется ряд обязательных процедур:

Анализ скважины, в процессе которого измеряется глубина скважины и величина зазора между стенками шахты и обсадной колонной. Проверяется геометрия всей конструкции. Выясняются характеристики грунтов – типы пород, пористость, трещиноватость и иные геологические и гидрогеологические свойства.

Учитывая, что цементирование затрубного пространства — процесс необратимый, нельзя допускать ошибки во время герметизации, так как исправить нарушения не удастся, что приведет к изменению в худшую сторону функциональности водозаборного сооружения. Это значит, что выполнять работу по цементированию скважины должны профессиональные бурильщики, причем на базе проработанных проектных решений.

Рабочий раствор для герметизации скважины

С учетом геологических особенностей участка определяется тип смеси для цементации. Цементно-песчаный раствор применяется для герметизации затрубного пространства скважины, пробуренной в глинистых породах. Пористые грунты требуют использования смесей с добавлением волокнистых материалов, таких как асбест, или битума. Применение стандартной цементно-песчаной смеси приведет к тому, что пористые породы поглотят значительный объем раствора. Это обусловит значительный перерасход строительных материалов.

Технология герметизации скважины

Основные способы цементирования:

Один из самых простых методов — прямая закачка смеси в затрубное пространство, когда раствор самотеком заполняет свободный зазор за счет гравитационных сил. Недостатком методики можно считать возможное образование пустот, когда смесь не полностью заполняет пространство между обсадной трубой и стенкой шахты.
Обратная герметизация — более приемлемый вариант. Технология подразумевает подачу раствора непосредственно в обсадную колонну, и смесь заполняет затрубное пространство снизу вверх. Для отсечения водоносного пласта используется специальная диафрагма.

Для глубоких скважин разработана схема поэтапной цементации. Требования к образовавшемуся цементному слою:

отсутствие пустот;
механическая прочность;
адгезия с поверхностями;
способность противостоять напору грунтовых вод, возможно, содержащих агрессивные растворы химических веществ.

Оборудование для герметизации скважин

Для выполнения процедуры цементации затрубного пространства применяются различные агрегаты, в том числе:

цементно-смесительное оборудование для приготовления смеси;
агрегаты для подачи раствора под требуемым давлением;
оборудование для промывки скважины от следов бурового раствора, снижающего адгезионные свойства цементирующей смеси.

На всех этапах проведения процедуры цементирования затрубного пространства и герметизации скважины необходимо жестко соблюдать технологию выполнения операций, чтобы обеспечить качественный результат.

spb-burenie.ru

Герметизация - устье - скважина

Cтраница 1

Герметизация устья скважины производится специальным устройством, соединенным с нижним поясом мачты. [1]

Герметизация устья скважины при условии создания противодавления в кольцевом пространстве в период загустевания и начала схватывания цементного раствора предупреждает за-трубные проявления. [2]

Герметизация устьев скважин под штанговую крепь осуществляется путем применения специальных уплотнений. [3]

Герметизация устья скважины осуществляется в результате обжатия наружной поверхности труб внутренней поверхностью уплотнителя. [4]

Герметизация устья скважины позволяет прокачивать тампонаж ную смесь по стволу скважины к зоне поглощения, непрерывно нагнетать ее в трещины зоны с необходимым давлением для обеспечения формирования изоляционной перемычки нужного размера. [5]

Для герметизации устья скважины и предотвращения открытого фонтанирования во время проведения канатных работ служит превентор, монтируемый под лубрикатором. Превентор обеспечивает полную герметизацию скважины с помощью двух плашек. [7]

При герметизации устьев скважин желательно применение сферических опорных плиток. [8]

Для герметизации устья скважины при обратной промывке применяют специальную головку-сальник с резиновой манжетой, плотно обжимающей тело трубы. [9]

Для герметизации устья скважины используют плашечные, универсальные, вращающиеся и универсально-вращающиеся пре-венторы. [10]

Для герметизации устья скважины при цементировании обсадных колонн и обеспечения циркуляции нагнетаемой в скважину жидкости между заливочными трубами и затрубным пространством применяют цементировочную арматуру АЦЗ-160, которую устанавливают на фланец крестовика трубной головки фонтанной арматуры. [11]

После герметизации устья скважины первый помощник сообщает по телефону или рации буровому мастеру или руководству предприятия об осложнении на скважине. [12]

Для герметизации устья скважин применяют стандартные превенторы, что и при бурении глубоких скважин на нефть и газ с использованием буровых растворов. Только в отдельных случаях применяют специальные превенторы. При бурении глубоких скважин с использованием газообразных агентов применяют вращающиеся превенторы, превенторы с глухими и трубными плашками и универсальные превенторы. [13]

Для герметизации устья скважины используют три вида пре-венторов: плашечные - глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в скважине находится колонна труб; универсальные - для перекрытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба, вращающиеся - для уплотнения устья скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой. [14]

После герметизации устья скважины и соответствующей обвязки его с воздушной линией компрессорной установки включается в работу глубинный нагреватель. [15]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Проблемы скважины

Проблемы скважины Комплексная сборка бытовых гидросистем хоть и трудоемкое, но в целом не такое уж и сложное дело. Впрочем, здесь хватает разнообразных «подводных камней», о которых следует подумать заранее. Некоторые из них касаются одной из сторон данного комплекса – обустройства скважины.

Основные проблемы скважины:

Наиболее часто возникают сложности с процессом герметизации скважины, особенно актуальной эта ситуация становится зимой, а также в период осенних и весенних заморозков.
При монтаже труб непосредственно на входе в здание могут быть трудности с утеплением траншеи.
Сложности с правильным обустройством сливной системы, что зачастую приводит к лопнувшим трубам и приведению в негодность нагревательных устройств.
Слишком маленькая глубина погружения насоса в скважину, происходит она из-за ошибок монтажа.
Неправильный выбор гидрооборудования.

Далее подробно рассмотрим наиболее актуальные сложности и способы их преодоления.

Герметизация, как одна из проблем скважин

Поскольку на земельных участках нередко бывает обилие грунтовых вод, то и с герметизацией гидросистем зачастую возникают сложности. Проблемы скважины в этой области можно решить разными способами, например, при помощи кессонов, изоляции колодцев, а также путем применения герметизирующей арматуры для устья самой скважины.

Проблема утепления трубопроводной системы Применение кессонов – металлических емкостей округлой или четырехугольной формы - достаточно распространенная мера, поскольку это несложное решение указной проблемы. Но если крышка такого сооружения оформлена неправильно, то внутрь будут просачиваться талые или дождевые воды.

Решением проблем скважин может быть и загерметизированный колодец. Для этого обычный колодец снаружи обрабатывается особым образом с использованием смолы или других веществ с изоляционными свойствами, которые предотвращают просачивание влаги. Но при этом необходимо учитывать, что бетон сам по себе способен пропускать влагу, а значит, стопроцентная герметизация колодца невозможна. Устье скважины герметизируют при помощи фланцев. Это самый надежный способ, позволяющий добиваться стопроцентного результата.

Проблема утепления трубопроводной системы

Еще одна из самых распространенных проблем скважин связана с наличием «тонкого места» в системе, находящегося в областях выхода и входа труб из здания. При этом в местах присоединения трубопровода к колодцу или кессону не будет сложностей, если эти детали сами по себе хорошо утеплены. Специалисты-строители утверждают, что эффективным способом является установка крышки в толще грунтового слоя, приблизительно на метровой глубине. Это поможет уберечь систему от промерзания даже в 35-тиградусные морозы.

Проблемы скважины, связанные с неправильным утеплением, начинаются при вводе труб в здание. Самым большим недочетом здесь можно считать слишком близко расположенный к фундаменту трубопровод, в верхней своей части оказавшийся в критической области промерзания.

Также владельцы жилища часто забывают о необходимости утепления вертикального отрезка трубопровода. И, кроме того, зачастую используются совсем неподходящие средства для утепления.

Трудности при обустройстве слива

Проблемы скважины могут быть связаны с ошибками при монтаже слива. Избежать их можно только одним способом – хорошо продумать и максимально точно расположить необходимые трубы и вентили. Слив гидрообогревателя электрического типа оборудуется клапанами обратного действия, но прикреплять его непосредственно на холодный кран нельзя. Для этого следует использовать байпасную систему. Обычный трубопроводный слив следует располагать под углом, чтобы обеспечить хорошее качество вывода отработанных вод.

aquagroup.ru

Герметизация - устье - скважина

Cтраница 2

Для герметизации устья скважины во время спускоподъемных операций насосно-компрессорные трубы устанавливают в клинья, элеватором ЭТА зацепляют ГУУС за переходник, поднимают при помощи талевой системы и навинчивают на НКТ. Затем приподнимают ГУУС вместе с инструментом и, убрав клинья, опускают ГУУС в цилиндр герметизатора, полностью разгрузив талевую систему. При помощи трубного ключа КТГУ закручиванием гайки крепления с ленточной резьбой в цилиндре герметизатора распирают резиновые элементы, герметизируя затрубное пространство. [16]

Для герметизации устья скважин используют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы. [17]

Оборудование для герметизации устья скважины состоит из глухих и проходных плашечных превенторов, универсальных и вращающихся пре-венторов и системы их управления. [18]

Предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций. Арматура по условиям эксплуатации подразделяется на три группы: для умеренной климатической зоны - 1) некоррозионной и 2) коррозионной сред; 3) для холодной климатической зоны и некоррозионной среды. [19]

Предназначена для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима работы двух пластов. [20]

Работы по герметизации устья скважины с помощью указанного приспособления осуществляются в следующем порядке. Патрубок с открытой задвижкой крепится на хомутах 4 и 7, после чего приспособление подтаскивается к устью скважины и крепят хомут / к обсадной колонне. Приспособление выводится в вертикальное положение и крепят оттяжками 8, затем с помощью червячной передачи 7 патрубок 3 подводят к фланцу обсадной колонны фонтанирующей скважины. Размеры хомутов 3 и 6 позволяют повернуть патрубок до совмещения отверстий на фланцах. После крепления болтов фланцевого соединения задвижка на патрубке закрывается и приспособление снимается. Приспособление используют и для пакеровки устья. [21]

Оборудование для герметизации устья скважины включает глухие и проходные плашечные превенторы, универсальные и. Независимо от способа вращательного бурения для выполнения всех операций основная схема буровой установки и состав ее оборудования почти во всех случаях одинаковые и различаются только параметрами и конструкцией. [23]

Оборудование для герметизации устья скважины служит для быстрого перекрытия его в случаях газопроявлений в скважине, а также для управления давлением в процессе бурения. [24]

Оборудование для герметизации устья скважины применяется как противовыбросовое оборудование, не работающее в процессе бурения, и используемое в случае проявления в скважине. Это оборудование может быть использовано для регулирования, давления в скважине в процессе бурения. Однако, как в том, так и в другом случаях отказ в работе его может привести к тяжелым последствиям и в некоторых случаях к гибели людей. Неисправная работа этого оборудования особенно опасна при бурении на море, где борьба с открытыми фонтанами нефти наиболее тяжелая. [25]

Предназначено для герметизации устья скважины, подвески НКТ с электронагревателем и герметизации на устье кабелей электронагревателя и термопары при инициировании горения, а также для закачки воздуха и воды при проведении процесса влажного внутрипластового движущегося фронта горения. [26]

Головка для герметизации устья скважины успешно испытана на нефтегазодобывающих предприятиях. [27]

В условиях ручной герметизации устьев скважин в качестве материала уплотнения целесообразно применять дерево, обеспечивающее минимальную продолжительность операции герметизации путем забивки уплотнения. [28]

Все оборудование для герметизации устья скважины должно быть подготовлено в начале бурения и тщательно содержаться в процессе всего бурения до сдачи скважины в эксплоатацию. [29]

Известные устройства для герметизации устья скважины, в частности, затрубного пространства имеют глухие кольцевые уплотнитель-ные элементы, заключенные в корпус. [30]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Герметизация - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Герметизация - скважина

Cтраница 4

Герметизирующее устройство ( ГУВ), разработанное ВНИИБТ, отличается от вращающихся превенторов меньшими массой и размерами. Устройство ГУВ предназначено для отвода выходящей из затрубного пространства пульпы ( воздух-шлам - вода - ПАВ) и предотвращения проникновения шламовой пыли в буровую. Устройство устанавливают под полом буровой на превентор или прямо на фланец обсадной колонны. ГУВ не обеспечивает герметизации скважины в случае возникновения в затрубном пространстве высокого давления. [46]

Оборудование противовыбросовое является герметизирующим устройством, которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов к воздействия на скважину при проявлениях. Оно может герметизировать скважину как при наличии в ней бурильных труб, так и при их отсутствии. На проявляющую скважину воздействуют через манифольд при высоком давлении и любой глубине бурильной колонны. Оперативное дистанционное управление превен-торами и задвижками предназначено для герметизации скважины, ее разрядки. [47]

Оборудование противовыбросовое является герметизирующим устройством, которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при проявлениях. Оно может герметизировать скважину как при наличии в ней бурильных труб, так и при их отсутствии. На проявляющую скважину воздействуют через манифольд при высоком давлении и любой глубине бурильной колонны. Оперативное дистанционное управление превен-торами и задвижками предназначено для герметизации скважины, ее разрядки, восстановления циркуляции, создания противодавления на пласт и закачки раствора при проявлениях. [48]

Газ, поступающий в ствол скважины, может в общем случае проникать сквозь глинистый раствор в виде отдельных пузырьков или их ассоциаций. Процесс движения газовой фазы в буровом растворе зависит, как это было установлено в первой главе, от величины притока газа и от реологических характеристик, а также и физических свойств жидкости, заполняющей скважину. Всплывание газа в глинистом растворе во время газопроявлений представляет довольно распространенное явление. Из практики борьбы с газопроявлениями известно, что нередко после герметизации скважины на ее устье через некоторое время начинает скапливаться газ, который приходится периодически выпускать в атмосферу через отводы превентера. [49]

В дальнейшем было определено минимальное значение внутрипакер-ного давления, обеспечивающего герметизацию скважины в зависимости от создаваемого давления в зоне, которая расположена ниже пакера. Так, при диаметре скважины 110 мм и перепаде давления в подпакерной зоне 6 - 7 МПа внутрипакерное давление должно быть не менее 1 5 - 2 МПа. При испытаниях в скважине добиться плавного регулирования давления в нагнетательной линии насоса зачастую затруднительно, поэтому установка пакера ( герметизация скважины) происходит в результате резкого возрастания и, в последующем, при срабатывании клапана, сброса давления, что вызывает меньшую поперечную деформацию рукава. Причем величина последней уменьшается до 20 % по сравнению с деформацией, полученной при плавной регулировке давления. [50]

Принцип действия комплекса КСС-1 основан на подъеме из скважины жидкости свабом по колонне насосно-компрессор-ных труб при герметичном устье скважины. Комплекс оборудования КСС-1 включает передвижной агрегат, рабочую площадку, комплекты устьевого и иного оборудования. Передвижной агрегат обеспечивает размещение оборудования и транспортировку его к скважине, монтаж и демонтаж устьевого оборудования, обеспечивает спуск в скважину и подъем из нее грузов, шаблонов, спуск в скважину и приведение в возвратно-поступательное движение с заданной скоростью и длиной хода свабов, контроль за положением и скоростью сваба, извлечение сваба из скважины, управление рабочим превентором и лубрикатором, сбор утечек жидкости через сальник и жидкости из полостей устьевого оборудования перед его демонтажем, обеспечивает приведение оборудования в транспортное положение. Устьевое оборудование включает аварийный и рабочий превенторы, спайдер, лубрикатор и сальник для ленты или каната служит для герметизации скважины как при свабировании, так и извлечении сква-жинного оборудования после окончания процесса. В том числе, спайдер обеспечивает удержание грузов при спуске в скважину и извлечении из нее, рабочий превентор герметизирует устье скважины, лубрикатор в сочетании с превентором обеспечивает извлечение свабов из скважины без разгерметизации устья, сальник, уплотняя тяговый орган, герметизирует скважину в процессе парования и при подъеме сваба из скважины. [51]

Предлагаемый способ позволяет получить комбинированную составную сваю, у которой нижняя часть представляет собой обычную буроинъекционную сваю. На твердение цементно-песчаного раствора такой сваи не оказывает влияние мерзлотный грунт, так как монолитная часть сваи расположена ниже уровня его сезонного промерзания. Верхняя часть сваи - железобетонный элемент - имеет, как правило, длину значительно меньшую нижней части. Его изготовление, транспортировка на место и погружение в грунт нетрудоемки. Погружение железобетонного элемента в скважину без разрушения массива мерзлотного грунта обеспечивает герметизацию устья скважины и дополнительную защиту от воздействия отрицательных температур на процесс твердения цементно-песчаного раствора. Кроме того, использование сборных железобетонных элементов позволяет исключить специальные средства для герметизации скважины при ее опрессовке. В предлагаемом способе опрес-совку производят через отверстие в железобетонном элементе при его фиксированном положении. [52]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Устройство для герметизации устья скважины

Изобретение относится к горной промышленности. Устройство для герметизации устья скважины содержит цилиндрический корпус с фланцами. В корпусе последовательно относительно устья скважины размещены выполненные с центральным осевым каналом нижний и верхний уплотнительные элементы. Нижний уплотнительный элемент размещен в стакане. Устройство снабжено подпружиненным клиновым элементом и нажимными гайками. Нижний и верхний уплотнительные элементы фиксируются относительно корпуса нажимными гайками. Нижний уплотнительный элемент снабжен лабиринтными гребешками и жестко закреплен в стакане. Верхний уплотнительный элемент снабжен зацепом от выворота и лабиринтными гребешками. Уплотнительные элементы выполнены цилиндрическими. Стакан размещен с возможностью осевого перемещения. На внутренней поверхности корпуса выполнена коническая поверхность. Между упомянутой конической поверхностью корпуса и верхним уплотнительным элементом размещен подпружиненный клиновой элемент. Между нижним уплотнительным элементом и стаканом образована герметичная полость. Техническим результатом является повышение надежности работы устройства. 1 ил.

Изобретение относится к горной промышленности.

Известно устройство для герметизации устья скважины, содержащее цилиндрический корпус с верхним и нижним фланцами, в котором последовательно размещены кольцевые уплотнительные элементы с центральными осевыми каналами и обоймами, распорные втулки, нажимное кольцо и кольцевая камера для смазочного материала (см. а.с. 1668629 Е 21 В 33/03) - прототип. Известное устройство используют для герметизации устья скважины при спуске-подъеме колонны труб НКТ при капитальном ремонте и снабжено резиновыми манжетами в качестве уплотнительных элементов. Резиновые манжеты имеют существенные недостатки, а именно. Для спуска первой трубы колонны необходимо прилагать значительные усилия, преодолевая трение труб, и особенно соединительных муфт, в уплотнительных элементах, предназначенных для герметизации устья скважины в случае появления в ней газа под давлением. Для спуска первой и последующих труб до набора в колонне необходимого веса, при котором колонна перемещается без усилия, можно применить специальный домкратный блок, действующий на колонну через хомуты, удерживающие колонну. Эта операция требует больших затрат времени и наличия специального оборудования. Герметизация устья скважины в случае появления в ней газа под давлением происходит благодаря обжатию трубы круговым лепестком манжеты. Чем больше давление газа, тем сильнее обжатие. В случае малых давлений в существующем герметизаторе возможны пропуски газа, поскольку усилие обжатия трубы лепестком манжеты может оказаться недостаточным. В основу изобретения поставлена задача усовершенствования устройства для герметизации устья скважины, в котором за счет конструкции герметизирующих элементов обеспечивается повышение надежности работы устройства путем спуска колонны труб НКТ с минимальным трением за счет низкой жесткости герметизирующих элементов. Поставленная задача решается за счет того, что в устройстве для герметизации устья скважины, содержащем цилиндрический корпус с фланцами, в котором последовательно относительно устья скважины размещены выполненные с центральным осевым каналом нижний уплотнительный элемент, размещенный в стакане, и верхний уплотнительный элемент, новым является то, что оно снабжено подпружиненным клиновым элементом и нажимными гайками, фиксирующими относительно корпуса нижний и верхний уплотнительные элементы, при этом нижний уплотнительный элемент снабжен лабиринтными гребешками и жестко закреплен в стакане, верхний уплотнительный элемент снабжен зацепом от выворота и лабиринтными гребешками, уплотнительные элементы выполнены цилиндрическими, стакан размещен с возможностью осевого перемещения, на внутренней поверхности корпуса выполнена коническая поверхность, подпружиненный клиновой элемент размещен между упомянутой конической поверхностью корпуса и верхним уплотнительным элементом, а между нижним уплотнительным элементом и стаканом образована герметичная полость. Предлагаемая конструкция устройства для герметизации устья скважины при спускоподъемных операциях при капитальном ремонте скважин позволяет производить спуск колонны труб НКТ с минимальным трением за счет небольшой жесткости герметизирующих элементов, что не вызывает необходимости в использовании специального оборудования. При возникновении в скважине малых давлений газа герметизация устья происходит за счет нижнего уплотнительного элемента, при возникновении больших давлений газа - за счет воздействия клинового элемента на верхний уплотнительный элемент. При этом, чем больше давление газа, тем сильнее обжатие. Нижний элемент служит для герметизации колонны НКТ при воздействии малых давлений. Лабиринтные гребешки выполняют функцию лабиринтных уплотнений, в которых за счет торможения потока у вершин гребешков с последующим расширением во впадинах происходит герметизация колонны НКТ. Стакан служит для поджима пружины. Поджим стакана осуществляется нажимной гайкой. Нижний элемент и стакан образуют герметичную полость, которая обеспечивает обжим колонны НКТ. Верхний элемент служит для герметизации колонны НКТ при воздействии больших давлений. Зацеп от выворота служит для предотвращения выворачивания верхнего элемента при подъеме колонны НКТ. Нажимная гайка фиксирует верхний элемент в корпусе. Коническая поверхность, выполненная в корпусе, служит для создания радиального усилия, передаваемого от клинового элемента к верхнему элементу. Клиновой элемент 13 служит для создания нагрузки на верхний элемент при возникновении больших давлений, а также, взаимодействуя с зацепом от выворота, препятствует вывороту верхнего элемента при подъеме колонны НКТ. На чертеже изображено устройство для герметизации устья скважины, расположенное на крестовине фонтанной арматуры. Устройство для герметизации устья скважины состоит из: Цилиндрического корпуса 1, снабженного фланцами 2. Цилиндрический корпус 1 содержит нижний относительно устья скважины уплотнительный элемент (далее по тексту - нижний элемент) 3, который выполнен цилиндрическим и снабжен лабиринтными гребешками 4. Устройство снабжено стаканом 5, который размещен в корпусе 1 устройства. Между внутренней поверхностью стакана 5 и нижним элементом 3 оборудована герметичная полость 6. Устройство снабжено нажимной гайкой 7. Верхний относительно устья скважины уплотнительный элемент (далее по тексту - верхний элемент) 8 выполнен цилиндрическим и снабжен зацепом от выворота 9, лабиринтными гребешками 10. Цилиндрический корпус 1 снабжен нажимной гайкой 11, конической поверхностью 12, которая выполнена на внутренней поверхности цилиндрического корпуса 1. Устройство снабжено клиновым элементом 13, расположенным между конической поверхностью 12 цилиндрического корпуса 1 и верхним элементом 8. Клиновой элемент 13 опирается на пружину 14, которая неподвижно расположена на стакане 5. Нижний элемент 3 жестко закреплен в стакане 5 винтом 15. Герметичность полости 6 и герметизация пространства между цилиндрическим корпусом 1 и стаканом 5 обеспечивается за счет применения уплотнительных колец 16. Устройство используется при капитальном ремонте скважин и монтируется на крестовине фонтанной арматуры (КФА) при помощи фланца 2 при проведении спуско-подъемных операций. При капитальном ремонте газ в скважину не может поступать: 1) за счет снижения противодавления на пласт. Газ поступает в скважину с большим давлением. 2) за счет физико-механических процессов, происходящих на границе двух сред: жидкость глушения - пластовый флюид - явление диффузии. При этом в стволе образуется пачка газа с малым давлением. При спуске колонна НКТ проходит через верхний элемент 8, фиксированный относительно корпуса 1 нажимной гайкой 11. Герметизация трубы колонны НКТ происходит уплотнительными гребешками 10 за счет торможения потока у вершин последних с последующим расширением в их впадинах, а также за счет обжатия трубы колонны НКТ верхним элементом 8, поскольку диаметр вершин уплотнительных гребешков 10 меньше наружного диаметра трубы колонны. При прохождении муфты, являющейся соединительным элементом труб в колонне НКТ и имеющей наружный диаметр больше, чем диаметр трубы, происходит растяжение резины, из которой выполнен верхний элемент 8. При этом клиновой элемент 13 перемещается, сжимая пружину 14. Герметизация муфты происходит за счет обжима последней верхним элементом 8. После прохождения муфты клиновой элемент 13 возвращается в исходное положение под действием пружины 14. Исходное положение клинового элемента 13 - прилегание к конической поверхности 12 цилиндрического корпуса 1 без расклинивания верхнего элемента 8. Регулировка жесткости пружины 14, опирающейся свободной частью на стакан 5, осуществляется поджатием нажимной гайки 7. При прохождении муфты герметизация достигается за счет обжатия последней нижним элементом 3, внутренний диаметр которого меньше наружного диаметра муфты колонны НКТ. Деформирующийся нижний элемент 3 создает давление на среду, находящуюся внутри герметичной полости 6. Давление внутри полости 6 растет в связи с герметичностью последней, что создает дополнительное усилие обжатия муфты колонны НКТ. Требования к герметичности полости 6, оборудованной нижним элементом 3 и стаканом 5, обуславливают применение уплотнительных колец 16. Винт 15 жестко фиксирует нижний элемент 3 в стакане 5, препятствуя перемещению нижнего элемента 3 вниз под действием нагрузки, создаваемой колонной НКТ при спуске. При подъеме труб верхний уплотнительный элемент 8 работает следующим образом: под действием подъемного механизма установки для капитального ремонта скважины колонна НКТ двигается поступательно вверх относительно устья скважины. Герметизация трубы и муфты происходит уплотнительными гребешками 10. Причем при прохождении муфты через верхний элемент 8 происходит растягивание материала последнего. Вывороту верхнего элемента 8 препятствует зацеп от выворота 9, взаимодействующий с ответной канавкой клинового элемента 13. Малые давления удерживаются лабиринтными гребешками 4 нижнего элемента 3. Герметизация происходит за счет торможения потока у вершин уплотнительных гребешков 4 и с последующим расширением в их впадинах. При поступлении газа из скважины под большим давлением газ, который не удерживается нижним элементом 3, оказывает воздействие на клиновой элемент 13, расположенный на коническом элементе 12 корпуса 1. При этом клиновой элемент 13, перемещаясь вверх относительно устья скважины по коническому элементу 12 корпуса 1, создает радиальную нагрузку на верхний элемент 8. При этом верхний элемент 8 обжимает либо муфту, либо трубу колонны НКТ, производя герметизацию.

Формула изобретения

Устройство для герметизации устья скважины, содержащее, цилиндрический корпус с фланцами, в котором последовательно относительно устья скважины размещены выполненные с центральным осевым каналом нижний уплотнительный элемент, размещенный в стакане, и верхний уплотнительный элемент, отличающееся тем, что оно снабжено подпружиненным клиновым элементом и нажимными гайками, фиксирующими относительно корпуса нижний и верхний уплотнительные элементы, при этом нижний уплотнительный элемент снабжен лабиринтными гребешками и жестко закреплен в стакане, верхний уплотнительный элемент снабжен зацепом от выворота и лабиринтными гребешками, уплотнительные элементы выполнены цилиндрическими, стакан размещен с возможностью осевого перемещения, на внутренней поверхности корпуса выполнена коническая поверхность, подпружиненный клиновой элемент размещен между упомянутой конической поверхностью корпуса и верхним уплотнительным элементом, а между нижним уплотнительным элементом и стаканом образована герметичная полость.

РИСУНКИ

Рисунок 1