Способ опрессовки превентора на скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу герметизации устья скважины. Включает монтаж превентора с колонной головкой, имеющей патрубок, на обсадной колонне, размещение вблизи устья пакера с механическим приводом, выведенным на дневную поверхность через опорную трубу, изоляцию нижней части скважины от превентора постановкой пакера, заполнение скважины выше пакера технологической жидкостью, герметизацию через превентор опорной трубы, создание внутри превентора через патрубок колонной головки давления испытания, проведение технологической выдержки, оценку изменения давления, заключение о герметичности или негерметичности превентора, сброс давления в превенторе, разгерметизацию превентора, распакеровку, слив технологической жидкости из пространства над пакером в скважину и удаление пакера с приводом и опорной трубой из скважины. Обеспечивает простоту и надежность при эксплуатации, а также позволяет определить герметичность превентора на скважине. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для герметизации устья скважины.

Известен превентор, который содержит корпус с осевым каналом для прохода труб с технологическим оборудованием в скважину, плашки трубные с поршневым гидроприводом, смонтированным на боковых крышках, и плашки глухие с поршневым гидроприводом, смонтированным на боковых крышках, гидроцилиндры, соединенные попарно каналами сообщения для подачи рабочей жидкости. Согласно изобретению каждый канал сообщения гидроцилиндра с линией нагнетания рабочей жидкости снабжен отсечным клапаном. Часть отсечного клапана расположена в корпусе, а часть - в боковой крышке. При сомкнутом положении корпуса с боковой крышкой перепускной клапан находится в положении "открыто", а при демонтаже боковой крышки для замены плашек перепускной клапан имеет возможность перекрытия канала сообщения гидроцилиндра с линией нагнетания рабочей жидкости для обеспечения герметичности системы гидропривода, при которой рабочая жидкость из полости гидроцилиндров не вытекает (Патент РФ №2264528, опублик. 2005.11.20).

Превентор обеспечивает сохранение герметичности соединения каналов с полостью гидроцилиндра в момент демонтажа боковой крышки. Превентор не позволяет спрессовать его в скважине.

Наиболее близким к предложенному изобретению является превентор, который содержит корпус с центральным осевым каналом и верхним и нижним герметизирующими элементами, между которыми расположена шлюзовая камера. Каждый герметизирующий элемент соответственно снабжен верхним и нижним гидравлическими приводами для герметизации спускаемой или поднимаемой в скважину колонны труб. Превентор соединен с насосной станцией, снабженной верхним и нижним регуляторами давления. Шлюзовая камера выполнена с возможностью герметичного разделения на верхнюю и нижнюю полости. Верхний герметизирующий элемент изготовлен с возможностью вращения без нарушения герметичности шлюзовой камеры. Верхняя полость шлюзовой камеры выполнена с возможностью сообщения с верхним гидравлическим приводом. Нижняя полость шлюзовой камеры выполнена с возможностью сообщения с насосной станцией через нижний регулятор давления после прижатия нижнего герметизирующего элемента к колонне труб под действием нижнего гидравлического привода. Внутреннее пространство колонны труб выполнено с возможностью сообщения с насосной станцией через верхний регулятор давления (Патент РФ №2304693, опублик. 2007.08.20).

Обеспечивает простоту и надежность эксплуатации, однако опрессовка и испытание превентора отсутствуют.

В предложенном изобретении решается задача опрессовки превентора на скважине.

Задача решается тем, что в способе опрессовки превентора на скважине на обсадной колонне монтируют превентор с колонной головкой, имеющей патрубок, вблизи устья размещают пакер с механическим приводом, выведенным на дневную поверхность через опорную трубу, изолируют нижнюю часть скважины от превентора постановкой пакера, скважину выше пакера и превентор заполняют технологической жидкостью, имеющей жидкую консистенцию при температуре опрессовки, герметизируют через превентор опорную трубу, внутри превентора через патрубок колонной головки создают давление испытания, проводят технологическую выдержку, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности превентора, снимают давление в превенторе, разгерметизируют превентор, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины.

Сущность изобретения

Превентор после монтажа на скважине должен быть опрессован на максимальное рабочее давление в эксплуатационной колонне. Однако в настоящее время надежных способов опрессовки превентора после его монтажа на скважине не имеется. В предложенном способе решается задача опрессовки превентора после его монтажа на скважине. Задача решается следующим образом.

На обсадной колонне монтируют превентор с колонной головкой, имеющей патрубок. В скважине вблизи устья размещают пакер с механическим приводом, выведенным на дневную поверхность через опорную трубу. Для этого в скважину со скоростью не более 1 м/с опускают через превентор пакер с приводом. Изолируют нижнюю часть скважины от превентора постановкой пакера. Скважину выше пакера и превентор заполняют водой. Герметизируют через превентор опорную трубу. Внутри превентора через патрубок колонной головки создают давление испытания. Скорость подъема давления составляет 0,3-0,5 МПа/с. Проводят технологическую выдержку в течение 30 минут. Оценивают изменение давления. Превентор считается герметичным, если падение давления не превысило 5%. Делают заключение о герметичности или негерметичности превентора. Сбрасывают давление в превенторе. Опрессовочное давление сбрасывают со скоростью не более 1 МПа/с. Разгерметизируют превентор. Распакеровывают пакер. Сливают воду над пакером в скважину. Удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.

Пример конкретного выполнения

Выполняют опрессовку превентора на нефтедобывающей скважине. Скважина имеет обсадную колонну диаметром 146 мм. На скважине монтируют устройство для опрессовки превентора согласно фиг.1.

На фиг.1 показано устройство для опрессовки превентора на скважине, условно состоящее из устройства для пакеровки и устройства для опрессовки.

Устройство для пакеровки состоит из опорной трубы 1, имеющей сквозной паз 2. На опорную трубу 1 надета опорная тарелка 3, резиновые манжеты 4 и 5, шайба 6, зажимная тарелка 7 и толкатель 8 (см. сечение А-А на фиг.2), проходящий через паз 2 и центрирующийся в зажимной тарелке 7. Опорная труба 1 заглушена заглушкой 9, которая также служит опорой для опорной тарелки 3. Сверху толкателя 8 в опорной трубе 1 установлен шток 10, служащий каналом передачи усилия от болта 11 толкателю 8. Гайка 12 соединена с опорной трубой 1 муфтой 13.

Для опрессовки используют пакерующее устройство 14, колонную головку 15, превентор 16 с переходной катушкой 17, колонный патрубок 18, соединенный с одной стороны с колонной головкой 15 муфтой 19, а с другой стороны с обсадной колонной скважины 20 муфтой 21, элеватор 22, служащий опорой для пакерующего устройства 14. Патрубки 23 колонной головки 15 подсоединены к нагнетательной линии насосного агрегата (на фиг. не показан). Превентор 16 снабжен плашками 24 для обжатия опорной трубы 1.

Устройство работает следующим образом.

Пакерующее устройство 14, зацепленное элеватором 22, со скоростью 0,9 м/с опускают через превентор 16, переходную катушку 17, колонную головку 15 и колонный патрубок 18 в обсадную колонну 20 так, чтобы резиновые манжеты 4 и 5 находились ниже соединения обсадной колонны 20 с колонным патрубком 18, а элеватор 22 упирался на верхнюю плоскость превентора 16. После чего затягивают болт 11 с крутящим моментом 200 Н·м по часовой стрелке. Возникшее осевое усилие через шток 10, толкатель 8 и зажимную тарелку 7 прижимает резиновые манжеты 4 и 5 к опорной тарелке 3. Манжеты 4 и 5, в свою очередь, упруго деформируясь, прижимаются к стенке обсадной колонны 20, изолируя нижнюю часть ствола скважины. Отсеченную полость выше манжет 4 и 5 через нагнетательную линию и патрубки 23 заполняют технологической жидкостью, представляющей собой жидкость при температуре опрессовки, в данном случае - пресной водой. Плашками 24 превентора 16 зажимают опорную трубу 1, чем исключают воздушную подушку внутри превентора 16 во время заполнения жидкостью. Между плашками 24 и резиновыми манжетами 4 и 5 создается закрытая камера внутри колонного патрубка 18, колонной головки 15, превентора 16. Через нагнетательную линию насосного агрегата ЦА-320 создают внутри превентора 16 опрессовочное давление, равное 10 МПа. Скорость подъема давления составляет 0,4 МПа/с. После технологической выдержки в течение 30 мин определяют, что падение давления составило 1% от опрессовочного. Делают заключение о герметичности превентора. Опрессовочное давление сбрасывают со скоростью 0,9 МПа/с по нагнетательной линии. Разжимают плашки 24 и разгерметизируют превентор.

Распакеровывают пакерующее устройство путем поворота болта 11 против часовой стрелки. Сливают технологическую жидкость в ствол скважины, извлекают пакерующее устройство из скважины со скоростью 0,9 м/с.

В результате удается определить герметичность превентора на скважине.

Способ опрессовки превентора на скважине, включающий монтаж превентора с колонной головкой, имеющей патрубок, на обсадной колонне, размещение вблизи устья пакера с механическим приводом, выведенным на дневную поверхность через опорную трубу, изоляцию нижней части скважины от превентора постановкой пакера, заполнение скважины выше пакера технологической жидкостью, герметизацию через превентор опорной трубы, создание внутри превентора давления испытания, проведение технологической выдержки, оценку изменения давления, заключение о герметичности или негерметичности превентора, сброс давления в превенторе, разгерметизацию превентора, распакеровку и удаление пакера с приводом и опорной трубой из скважины, отличающийся тем, что спуск пакера с приводом на опорной трубе проводят со скоростью не более 1 м/с, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, технологическую выдержку проводят не менее 30 мин, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, а после распакеровки пакера сливают технологическую жидкость над пакером в скважину и удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.