Устройство для ремонта устьевого оборудования скважин

 

Изобретение относится к горной промышленности , в частности к ремонту устья эксплуатационных нефтяных скважин. Цель - повышение надежности устройства в работе при использовании его в скважинах с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа. Устройство включает пакер (П) 6. спущенный на колонне труб 15 в скважину с обсадной колонной. Ниже П 6 размещены втулка обратным клапаном 5. Выше П б установлены перепускной клапан 7, ниппель 9 с клапаном-отсекателем 10, скважинная камера 12 со сквозными радиальными каналами 14 и глухой пробкой 13. На наружной поверхности скважинкой камеры 12 и ниппеля 9 имеются продольные пазы для размещения в них трубки управления (ТУ) 11 и импульсной трубки (ИТ) 8. Нижние концы ТУ 11 и ИТ 8 соединены соответственно с ниппелем 9 и с перепускным клапаном 7. Верхний конец ТУ 11 связан через вентиль 186 с насосом. Верхний конец ИТ 8 соединен с вентилем 18а, манометром и обратным клапаном. На верхнем конце колонны труб 15 установлены кран высокого давления 24 и глухой патрубок 26. С краном высокого давления 24 соединен высоконапорный трубопровод 28 с факельным узлом и насосным агрегатом. 2 з. л. ф-лы, 4 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (sl)s Е 21 В 33/03

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ ф

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4753839/03 (22) 02.08.89 (46) 23.11.92. Бюл. f4 43 (75) И.А. Сугралиев, А.В, Маврин и В.Г; MapTblHO8 (56) Авторское свидетельство СССР

hL 1035192, кл. Е 21 В 33/10, 1981. (54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ РЕМОНТА УСТЬЕ-.

ВОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к горной промышленности, в частности к ремонту устья эксплуатационных нефтяных скважин. Цель — повышение надежности устройства в работе при использовании его в скважинах с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа. Устройство включает пакер (П)

6. спущенный на колонне труб 15 в скважину с обсадной колонной. Ниже П 6 размещены втулка 4 с обратным клапаном 5. Выше П 6

„„ Ы„„1776756 А1 установлены перепускной клапан 7, ниппель 9 с клапаном-отсекателем 10, скважинная камера 12 со сквозными радиальными каналами 14 и глухой пробкой 13. На наружной поверхности скважинной камеры 12 и ниппеля 9 имеются продольные пазы для размещения в них трубки управления PYJ 11 и импульсной трубки (ИТ) 8. Нижние концы

ТУ 11 и ИТ 8 соединены соответственно с ниппелем 9 и с перепускным клапаном 7.

Верхний конец TY 11 связан через вентиль

18б с насосом. Верхний конец ИТ 8 соединен с вентилем 18а, манометром и обратным клапаном. На верхнем конце колонны труб 15 установлены кран высокого давления 24 и глухой патрубок 26. С краном высокого давления 24 соединен высоконапорный трубопровод 28 с факельным узлом и насосным агрегатом. 2 з. и. ф-лы, 4 ил.

1776756

Изобретение относится к горной промышленности, преимущественно в области добычи нефти и газа, а именно к восстановлению и ремонту устья глубоких нефтяных скважин, и может быть использовано при опрессовке, ремонте верха обсадной колонны, колонной головки, трубодержателя или крестовины фонтанной арматуры, устья глубоких нефтяных и газовых скважин с высоким пластовым давлением, газовым фактором нефтяных, газовых скважин, в составе газа которых содержит сероводород и углекислый гаэ до 27 по объему каждого.

Известна технология ремонта устьевого оборудования скважин, включающая установку цементного моста над интервалом перфорации через трубы меньшего диаметра.

Недостатками данной технологии являются удлинение срока ремонта и значительныее затраты при ремонте глубоких скважин, давление в которых аномально высокое, ухудшение коллекторских свойств пласта и снижение притока флюида.

Известна технология опрессовки верхней части обсадной колонны и устья скважины псевдопластичной жидкостью (ППЖ), представляющей собой подкисленный (рН—

5,0 — 6,5) водный раствор полимеров (гипан, мочевино-формальдегидная смола) и формалина. Эта жидкость устанавливается и закрепляется на нижнем конце труб меньшего диаметра над интервалом перфорации.

Недостатком данной технологии является его неэффективность для глубоких скважин, содержащих сероводород и высокую температуру, заключающийся в: неизвестности реакции ППЖ на сероводород и углекислый гаэ; невозможности проведения обратной циркуляции жидкости глушения; невозможности установки пакера на другом интервале; невозможности отсекания ствола труб над пакером и под пакером; прихвате насосно-компрессорных труб, из-за чего при срыве ППЖ требуется подъемный агрегат большой мощности; увеличении срока при установке ППЖ в другом интервале, изза чего повышаются затраты на ремонт скважины; требуется большой объем полимеров, химреагентов при неоднократной установке ППЖ, из-за чего повышаются затраты; невозможности применения в глубоких скважинах, содержащих в нефтегазовой смеси сероводород и углекислый газ до 277 по объему каждого; нетехнологичности при проведении капитального ремонта глубоких скважин; аварийности при проведении капитального ремонта скважин с аномально высоким пластовым давлением, содержащим в нефтегазовой смеси сероводород и

55 углекислый газ; непродолжительной работоспособности самой ППЖ (3-4 ч); удлинении срока ремонта скважин с применением

ППЖ, а также повышение затрат при KPC.

Наиболее близким к предлагаемому является устройство для опрессовки обсадных колонн в скважине, включающее корпус с рядами радиальных отверстий, выше и ниже которых на нем установлены уплотнительные элементы, и дифферейциальную втулку, Недостатком данного устройства является невозможность опрессовки верхней части обсадной колонны, устья скважины и ремонта колонной головки, трубодержателя или крестовины фонтанной арматуры.

Цель изобретения — расширение технологических возможностей подземного, надземного устьевого и противовыбросового оборудования, сокращение времени, затрат и совершенствование технологии ремонта глубоких скважин, содержащих сероводород и углекислый газ.

Устройство применяется следующим образом.

Перед началом опрессовки определяется поглотительная способность пласта созданием противодавления на пласт, после чего поглощающие скважины глушатся специальным раствором большей плотности, обработанным нейтрализатором сероводорода, создавая на пласт противодавление.

В интервал пласта и выше эакачивается известный состав для временной закупорки пласта, например (см. авт, св. t4 981583, кл.

Е 21 В 33/138) следующего соотношения компонентов,мас, :

Гашеная известь 10 — 30

КМЦ 0,75 — 2,0

ВОДЯ Остальное

Непоглощающие скважины глушатся известными растворами созданием противодавления на пласт.

После глушения устройство для ремонта и опрессовки устанавливается на глубине до 250 м в обсадной колонне с максимальной толщиной стенки в верхней части ствола скважины.

На фиг. 1 изображено устройство в транспортном положении, общий вид; на фиг. 2 — то же, при закачке жидкости в насосно-компрессорные трубы (НКТ) для посадки пакера и в последующей опрессовке пакера; на фиг. 3 — то же, при ремонте верха обсадной колонны, колонной.головки, трубодержателя или крестовины фонтанной арматуры, устья скважины; на фиг. 4 — то же, при опрессовке верха обсадной колонны и устья скважины после ремонта, Подземная компоновка устройства установлена в скважине (1), а обсадная колон1776756 на с перфорированными отверстиями {2) интервал и выше заполнена известным составом для временной закупорки пласта (3), Устройство включает втулку (4) с обратным клапаном (5) для создания давления в полости пакера (6) с перепадом давления до 100

МПэ для посадки гидравлическим путем с целью герметизации полости НКТ (15) от затрубного пространства, перепускной клапан (7) с импульсной трубкой (8) и вентилем (18а), ниппель (9) с продольными пазами напротив на наружной поверхности для размещения в них трубки управления, импульсной трубки и с клапаном-отсекателем (10) и трубкой управления (11) с вентилем (18б), (импульсная трубка и трубка управления заполнены маслом), скважинную камеру (12) с продольными пазами напротив на наружной поверхности для размещения в них трубки управления, импульсной трубки с глухой пробкой {13) со сквозными радиальными каналами для компрессирования воздухом или газом (14), трубную головку (16) с задвижками (17), плашечный трубный превентор (19), катушку (20), плашечный глухой превентор (21), элеватор (22) под муфту {23) Н КТ, кран высокого давления (24), специальную головку (25) с глухим патрубком (26) и отводом {27). высоконапорный трубопровод (28) до блока переключения к насосному агрегату (29) и на факельную линию (30) к факельному узлу (31), обратный клапан (32), ил",пульсную трубку (8э), манометр (33), трубку управления (11а), вентиль (18в), насос (34).

Устройство от известного отличается тем, что для посадки пакера и опрессовки устьевого оборудования скважины под пакером установлена втулка с обратным клапаном, а для контроля за всплыванием сероводородсодержащей жидкости с газом над пакером установлены перепускной клапан с импульсной трубкой, вентилем, обратным клапаном, манометром, ниппель с клапаном-отсекателем для герметизации надпакерного ствола во время ремонта устьевого оборудования скважины, управляемый с помощью трубки, вентилей с насосом, скважинная .камера с глухой пробкой для отсекания эатрубнаго пространства оттрубного и опрессовки устьевого оборудования после завершения ремонта.

Устройство работает следующим образом.

В скважину опускается подземная компоновка устройства, причем втулка (4) с обратным клапаном (5), пакер (6), перепускной клапан (7), ниппель (9) с открытым клапаном-отсекателем (10), сквэжинную камеру (12} с глухой пробкой (13) и при завершении

55 спуска вентили 18а, 18б устанавливают напротив задвижек (17), присоединяется наземная компоновка к муфте (23) НКТ, устанавливается пакер (6) гидравлическим путем, закрываются превентора (1О) и (21), спрессовывается через затрубное про* странство пакер (6), В последующем в трубной головке (16) через открытую задвижку (17) присоединяют к вентилю (18б) трубку управления (11а) с вентилем (18в) и насосом (34), закрывают клапан-отсекатель (10), закрыв вентиль(18б) снимают трубку управления (11а) с вентилем (18в), Йасосом (34), закрывают задвижку(17), Разбивают наземную компоновку на устье в следующем порядке: превентор плашечный

"глухой" с превентором плэшечным трубным (21) и (19) совместно с катушкой (20) комплексно с трубной головкой (16), присоединяют к вентилю (18б) трубку управления (11а) с вентилем (18в) и насосом (34), а к вентилю (18а) присоединяют импульсную трубку (8а) с обратным клапаном (32) манометром (ЗЗ). Во время ремонта по показаниям манометра (33) медленно стравливэется газ на факельный узел (31) через импульсную трубку. Извлекают клапан-отсекатель (10) с ниппеля (9), производят сбор у наземной компоновки на устье в обратном порядке, закрывают плашечный трубный превентор (19), плашечный глухой превентор (21) через задвижку {17) опрессовывают затрубное пространство, à со сквэжинной камеры (12) извлекают глухую пробку (13) и компрессором заменяют раствор в скважине воздухом или газом для опрессовки верха обсадной колонны и устья скважины, за кры вают кран высокого да вл ения. и доводят давление воздухом и газом до 25 МПа (достаточное для сжатия воздуха, газа. жидкостью до допускаемого давления HB обсадную колонну и устьевую арматуру) и закрывают задвижку (17), насосным агрегатом в НКТ специальным раствором создают давление снизу вверх до 100 МПа (допустимое давление на обсадную колонну и устьевую арматуру), затем снимают давление медленно до 0 атм. Нарушение технологии глушения приведет к всплыванию пузырьков газа с нефтью, тогда извлекается глухая пробка, заменяется с верхнего интервала скважины обратной циркуляцией нефтегазовая смесь на жидкость глушения за короткий период времени (5 — 10 мин).

Технологический эффект достигается в результате упрощения работ, связанных с освоением скважины после опрессовки, ремонта верха обсадной колонны, колонной головки, трубодержателя или крестовины фонтанной арматуры, устья скважины; one1776756 ративности проведения капитального ремонта глубоких скважин в нефтегазовой смеси, которая содержит сероводород и углекислый газ до 27 по объему каждого.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого устройства заключается в сокращении материальных затрат, срока ремонта и расширении технологической возможности подземного и наземного оборудования.

Формула изобретения

1. Устройство для ремонта устьевого оборудования скважин, включающее обсадную колонну и размещенный в ней пакер, установленный на колонне труб, о т л и ч а ющ е е с я тем, что, с целью повышения надежности работы устройства при использовании его в скважинах с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа, оно снабжено установленной ниже пакера втулкой с обратным клапаном, размещенными выше пакера перепускным клапаном, ниппелем с клапаном-отсекателем, скважинной камерой со сквозными радиальными каналами и глухой пробкой, трубками управления,и импульсной, скважинная камера и ниппель выполнены с продольными пазами на

5 наружной поверхности для размещения в них трубки управления и импульсной трубки, связанных своими нижними концами соответственно с ниппелем и перепускным клапаном, при этом верхний конец импуль10 сной трубки имеет вентили, манометр и обратный клапан, а верхний конец трубки управления через вентиль соединен с насосом.

2. Устройство по и. 1, о т л и ч а ю щ е е15 с я тем, что оно снабжено краном высокого давления и глухим патрубком, установленным на верхнем конце колонны труб.

3. Устройство по пп.1и2,,отл и ч а ющ е е с я тем, что оно снабжено связанным

20 с краном высокого давления высоконапорным трубопроводом с факельным узлом и насосным агрегатом.

1776756

1776756

Составитель И.Сугралиев

Техред М.Моргентал КоРРектоР И.Шмакова

Редактор

Производственно-издательский комбинат "Патент". г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 4104 Тираж Подписное

ВНИИП

ИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5