Способ переобвязки устья скважины, оборудованной дополнительной колонной (варианты)



Способ переобвязки устья скважины, оборудованной дополнительной колонной (варианты)
Способ переобвязки устья скважины, оборудованной дополнительной колонной (варианты)
Способ переобвязки устья скважины, оборудованной дополнительной колонной (варианты)
Способ переобвязки устья скважины, оборудованной дополнительной колонной (варианты)

 


Владельцы патента RU 2433247:

Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам переобвязки устья скважины. Демонтируют устьевое оборудование до колонной головки КГ с установкой в дополнительной колонне ДК цементного моста. Отрезают и удаляют часть нулевого патрубка и осаживают КГ с отсоединением клиновой подвески. Заменяют КГ на новую с фиксацией в ней клиновой подвески и первичных уплотнений. Когда цементный камень размещен на уровне верхнего торца ДК, отрезают верхние части эксплуатационной ЭК и ДК с размещением между ними разделительного кольца, выше которого заливают герметизирующую композицию и наворачивают упорную втулку на нарезанную на ДК резьбу. Когда цементный камень размещен ниже фальшмуфты ДК, ее отвинчивают с установкой на это место двухниппельного переводника, на который наворачивают посадочный переводник, выполненный с возможностью упора его нижней части в торец обрезанной ЭК, а верхней - с размещением в посадочном месте под вторичные уплотнения с последующей установкой нижней ТГ в сборе с вторичными уплотнениями соответствующих размеров. Когда цементный камень размещен в интервале между торцом ДК и фальшмуфтой ДК, отрезают верхние части ЭК и ДК с заполнением межтрубного пространства герметизирующей композицией. На новой КГ монтируют новую нижнюю ТГ в сборе с вторичными уплотнениями. Производят монтаж остального устьевого оборудования в обычной последовательности. Технический результат при создании изобретения заключается в повышении ремонтопригодности. 3 н.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ремонту устьевого оборудования нефтегазовых скважин, в частности к переобвязке устья скважины, оборудованной дополнительной колонной обсадных труб, при замене старого или неисправного устьевого оборудования на новое устьевое оборудование в процессе расконсервации и реконструкции скважины преимущественно разведочного фонда.

При разработке газовых месторождений нередки случаи нарушения целостности эксплуатационных колонн в скважинах. Для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн обычно используется метод перекрытия этих колонн спуском дополнительных колонн меньшего диаметра с подвешиванием их в дополнительной, верхней, трубной головке, монтируемой на основной, нижней, трубной головке. При этом дополнительная колонна цементируется до устья скважины с размещением головы цементного камня на уровне торца дополнительной колонны, либо ниже - под фальшмуфтой дополнительной колонны, или в интервале между торцом и фальшмуфтой дополнительной колонны.

На завершающей стадии разработки месторождений в связи с уменьшением пластовой энергии в скважинах появляются пластовая вода и частицы песка, которые из-за недостаточных скоростей потока газа в лифтовой колонне остаются на забое и приводят к снижению дебита скважины, а то и к полному прекращению добычи нефти и газа из скважины, к остановке скважины.

Для предотвращения этого явления проводят замену лифтовой колонны диаметром 114 мм, установленной в дополнительной колонне, на лифтовую колонну меньшего диаметра, например диаметром 73 или 60 мм, с заменой типоразмера устьевого оборудования с большего на меньший.

Для проведения замены лифтовых труб необходимо провести переобвязку устьевого оборудования. Демонтаж и монтаж устьевого оборудования в обычных условиях осуществляется методом разборки и сборки резьбовых соединений. Однако из-за длительного периода эксплуатации устьевого оборудования и усталостных явлений в соединительных узлах этого оборудования демонтировать это оборудование традиционным методом последовательного отвинчивания элементов устьевого оборудования в резьбовых соединениях не представляется возможным. Резьбовые соединения, уплотнительные элементы, состоящие из резиновых уплотнительных колец, подвесные узлы обсадных колонн, например клиновая подвеска колонной головки, практически «прикипают» к металлу обсадных труб и устьевого оборудования и не поддаются простой разборке.

Известен способ переобвязки устья скважин, включающий разборку и сборку фонтанной арматуры [http://water-control.narod.ru/6_4.html].

Недостатком данного способа является низкая ремонтопригодность.

Известен способ переобвязки устья скважин, принятый за прототип, включающий переобвязку устья скважин старого фонда, на котором монтируется новое стандартное оборудование [http://science.ncstu.ru/conf/past/2006/10region/theses/oil, 55. Способ обвязки устья скважины с эксцентричным расположением колонн. Карапетов Р.В., Авдеев А.С.; Материалы X региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону». Том первый. Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки. Ставрополь: СевКавГТУ, 2006. 261 с. (с.71-72)].

Недостатком данного способа является низкая ремонтопригодность.

Задача предлагаемого изобретения состоит в проведении реконструкции скважины и замене лифтовой колонны и устьевого оборудования после длительного периода эксплуатации.

Технический результат созданного изобретения заключается в повышении ремонтопригодности.

Поставленная задача и технический результат по трем вариантам достигается тем, что при переобвязке устья скважины, оборудованной дополнительной колонной, с устья скважины демонтируют фонтанную елку фонтанной арматуры - ФА вместе с переводной катушкой верхней трубной головки - ТГ, из скважины извлекают лифтовую колонну, в дополнительной колонне под устьем скважины устанавливают цементный мост, демонтируют корпус верхней ТГ в сборе с вторичными уплотнениями верхней головки, затем - корпус нижней ТГ в сборе с вторичными уплотнениями нижней головки, из колонной головки - КГ извлекают первичные уплотнения, отрезают верхнюю часть нулевого патрубка, ввернутого в муфту кондуктора, на 100 мм ниже торца КГ, затем отрезают среднюю часть нулевого патрубка длиной 100-150 мм, после чего с устья скважины удаляют отрезанную часть нулевого патрубка, осаживают КГ на торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, срывают и отсоединяют клиновую подвеску от эксплуатационной колонны, снимают и удаляют с устья скважины КГ с верхней отрезанной частью нулевого патрубка, обрабатывают торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, устанавливают на торце оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка фальшмуфту, вворачивают в фальшмуфту переводник для совмещения нулевого патрубка и новой КГ, имеющие разные диаметры, а на него наворачивают новый нулевой патрубок с техническими характеристиками, аналогичными техническим характеристикам кондуктора, совместно с новой КГ, устанавливают в новую КГ клиновую подвеску, фиксируют ее в корпусе новой КГ, устанавливают над клиновой подвеской первичные уплотнения.

По первому варианту, когда цементный камень в дополнительной колонне размещен на уровне верхнего торца дополнительной колонны, отрезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на уровне верхней плоскости первичных уплотнений и удаляют ее с устья скважины, обрабатывают торец обрезанной эксплуатационной колонны до выравнивания его с верхней плоскостью первичных уплотнений, обрезают дополнительную колонну вместе с цементным камнем на уровне верхней плоскости вторичных уплотнений нижней ТГ, очищают от цементного камня верхнюю часть дополнительной колонны, нарезают на ней резьбу, затем в межтрубном пространстве над цементным камнем устанавливают разделительное металлическое кольцо, межтрубное пространство над разделительным металлическим кольцом заполняют жидкой герметизирующей композицией, например расплавленным свинцом, не дожидаясь полного затвердевания герметизирующей композиции, на верхнюю часть дополнительной колонны наворачивают упорную втулку, прочностные характеристики которой соответствуют прочностным характеристикам дополнительной колонны, а наружный диаметр упорной втулки соответствует наружному диаметру эксплуатационной колонны, осуществляют равномерное растекание герметизирующей композиции и заполняют ею всю полость межтрубного пространства между разделительным металлическим кольцом и упорной втулкой, обеспечивая герметизацию дополнительной колонны, на новой КГ монтируют новую нижнюю ТГ в сборе с вторичными уплотнениями, опрессовывают первичные и вторичные уплотнения, в скважину спускают лифтовую колонну и подвешивают ее в подвеске ТГ, устанавливают на переводную катушку ТГ фонтанную елку ФА.

По второму варианту, когда цементный камень в дополнительной колонне размещен ниже фальшмуфты дополнительной колонны, отрезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на уровне верхней плоскости первичных уплотнений и удаляют ее с устья скважины, обрабатывают торец обрезанной эксплуатационной колонны до выравнивания его с верхней плоскостью первичных уплотнений, отвинчивают верхнюю незацементированную часть дополнительной колонны из фальшмуфты дополнительной колонны, удаляют ее с устья, вворачивают в фальшмуфту дополнительной колонны двухниппельный переводник, прочностные характеристики которого соответствуют прочностным характеристикам дополнительной колонны, на двухниппельный переводник наворачивают посадочный переводник, диаметр которого в нижней части соответствует наружному диаметру дополнительной колонны, а в верхней - превышающий наружный диаметр эксплуатационной колонны на 1-2 мм, устанавливают посадочный переводник с упором нижней части в торец эксплуатационной колонны, а верхней - с размещением в посадочном месте под вторичные уплотнения новой нижней ТГ, на новой КГ устанавливают новую нижнюю ТГ в сборе с вторичными уплотнениями, причем размеры вторичных уплотнений новой нижней ТГ обеспечивают размещение посадочного переводника в посадочном месте под вторичные уплотнения нижней ТГ, далее опрессовывают первичные и вторичные уплотнения, в скважину спускают лифтовую колонну и подвешивают ее в подвеске ТГ, устанавливают на переводную катушку ТГ фонтанную елку ФА.

По третьему варианту, когда цементный камень в дополнительной колонне размещен в интервале между торцом дополнительной колонны и фальшмуфтой дополнительной колонны, отрезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на уровне верхней плоскости вторичных уплотнений нижней ТГ и удаляют ее с устья скважины, обрабатывают торец обрезанной эксплуатационной колонны до выравнивания его с верхней плоскостью вторичных уплотнений нижней ТГ, обрезают дополнительную колонну на уровне верхней плоскости вторичных уплотнений нижней ТГ и удаляют ее с устья скважины, затем межтрубное пространство над цементным камнем заполняют расширяющимся цементным раствором или жидкой герметизирующей композицией, например расплавленным свинцом, обеспечивая герметизацию дополнительной колонны, на новой КГ монтируют новую нижнюю ТГ в сборе с вторичными уплотнениями, опрессовывают первичные и вторичные уплотнения, в скважину спускают лифтовую колонну и подвешивают ее в подвеске ТГ, устанавливают на переводную катушку ТГ фонтанную елку ФА.

На фиг.1 показана схема реализации данного способа на начальной стадии переобвязки, на фиг.2 - то же при зацементированной дополнительной колонне с размещением цементного камня на уровне торца дополнительной колонны, на фиг.3 - то же при зацементированной дополнительной колонне с размещением цементного камня ниже фальшмуфты дополнительной колонны, на фиг.4 - то же при зацементированной дополнительной колонне с размещением цементного камня в интервале между торцом и фальшмуфтой дополнительной колонны.

Способ реализуется следующим образом.

С устья ремонтируемой скважины демонтируется фонтанная елка ФА вместе с переводной катушкой ранее установленной на устье верхней ТГ 1. На корпусе заменяемой верхней ТГ 1 монтируется противовыбросовое оборудование - ПВО, и из скважины извлекается лифтовая колонна.

После этого в дополнительной колонне 2 под устьем устанавливается цементный мост, который после завершения периода ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ проверяется на прочность и герметичность. Проверка цементного моста на прочность осуществляется разгрузкой инструмента на 0,5-1,0 кН, а на герметичность - опрессовкой его технической водой на давление опрессовки кондуктора 3. В зимний период допускается проводить опрессовку цементного моста солевым раствором, например CaCl2 или NaCl, с пересчетом давления опрессовки на техническую воду.

С устья скважины демонтируется ПВО и корпус заменяемой верхней ТГ 1 в сборе с вторичными уплотнениями 4 верхней ТГ 1. В случае невозможности извлечения верхней ТГ 1 в сборе с вторичными уплотнениями 4 верхней ТГ 1 вторичные уплотнения 4 разбуриваются, после чего удаляются с устья скважины.

После демонтажа корпуса заменяемой верхней ТГ 1 демонтируется нижняя ТГ 5 в сборе с вторичными уплотнениями 6 нижней ТГ 5.

Из КГ 7 извлекаются первичные уплотнения 8.

Затем на 100 мм ниже торца заменяемой КГ 7 отрезается верхняя часть нулевого патрубка 9, ввернутого в муфту 10 кондуктора 3, а потом отрезается средняя часть нулевого патрубка 9 длиной 100-150 мм. После чего отрезанная часть нулевого патрубка 9 удаляется с устья скважины.

Нанесением ударов вниз заменяемая КГ 7 осаживается вниз на торец оставшейся части нулевого патрубка 9 для срыва и отсоединения клиновой подвески 11 от эксплуатационной колонны 12.

После этого с устья скважины снимается и удаляется заменяемая КГ 7 в сборе с верхней отрезанной частью нулевого патрубка 9.

Далее на базе производственного обслуживания собираются и опрессовываются на стенде новая КГ 7 и новый нулевой патрубок 13 в сборе с переводником 14 на пробное давление, но не более давления опрессовки кондуктора 3.

На торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка 9, ввернутого в муфту 10 кондуктора 3 и не отворачивающегося из-за усталостных явлений, устанавливается фальшмуфта 15, в нее вворачивается опрессованный переводник 14 с новым опрессованным нулевым патрубком 13 совместно с опрессованной новой КГ 7, и они повторно опрессовываются на устье скважины на давление опрессовки кондуктора 3, например, с использованием катушки (не показано) или замененной старой КГ 7 (не показано).

В новой КГ 7 устанавливается новая клиновая подвеска 11, фиксируется в корпусе новой КГ 7 между внутренней поверхностью корпуса новой КГ 7 и эксплуатационной колонной 12 путем натяжения эксплуатационной колонны 12. Над клиновой подвеской 11 устанавливаются новые первичные уплотнения 8.

Затем по первому варианту, когда цементный камень 16 размещен на уровне торца дополнительной колонны 2, отрезается верхняя часть эксплуатационной колонны 12 на уровне верхней плоскости первичных уплотнений 8, и она удаляется с устья скважины. Торец обрезанной эксплуатационной колонны 12 обрабатывается до выравнивания его с верхней плоскостью новых первичных уплотнений 8.

Затем дополнительная колонна 2 обрезается вместе с цементным камнем на уровне верхней плоскости вторичных уплотнений 6 нижней ТГ 5, верхняя часть дополнительной колонны 2 очищается от цементного камня 16 с помощью кольцевого фреза, например, типоразмера 120×140, и на нее нарезается резьба для наворачивания на верхнюю часть дополнительной колонны 2 упорной втулки 17.

В межтрубном пространстве 18 над цементным камнем 16 устанавливается разделительное металлическое кольцо 19, межтрубное пространство 18 над разделительным металлическим кольцом 19 заполняется жидкой герметизирующей композицией 20, например расплавленным свинцом или гелем. Не дожидаясь полного затвердевания герметизирующей композиции 20, на верхнюю часть дополнительной колонны 2 наворачивается упорная втулка 17, прочностные характеристики которой соответствуют прочностным характеристикам дополнительной колонны 2. Приложением на нее усилия осуществляется равномерное растекание герметизирующей композиции 20 и заполнение ею всей полости межтрубного пространства 18 между разделительным металлическим кольцом 19 и упорной втулкой 17, обеспечивая герметизацию дополнительной колонны 2.

Наружный диаметр упорной втулки 17 соответствует наружному диаметру эксплуатационной колонны 12, и она плотно прилегает к вторичным уплотнениям 6 нижней ТГ 5.

В заключение на новой КГ 7 монтируется новая нижняя ТГ 5 в сборе с вторичными уплотнениями 6. Первичные 8 и вторичные 6 уплотнения опрессовываются. В скважину спускается лифтовая колонна и подвешивается в подвеске новой нижней ТГ 5. На переводной катушке новой нижней ТГ 5 устанавливается фонтанная елка ФА.

По второму варианту, когда цементный камень 16 в дополнительной колонне 2 размещен ниже фальшмуфты 21 дополнительной колонны, верхняя часть эксплуатационной колонны 12 отрезается на уровне верхней плоскости первичных уплотнений 8 и удаляется с устья скважины. Торец обрезанной эксплуатационной колонны 12 обрабатывается до выравнивания его с верхней плоскостью первичных уплотнений 8.

Верхняя незацементированная часть дополнительной колонны 2 отвинчивается из фальшмуфты 21 дополнительной колонны 2 и удаляется с устья.

В фальшмуфту 21 дополнительной колонны 2 вворачивается двухниппельный переводник 22, прочностные характеристики которого соответствуют прочностным характеристикам дополнительной колонны 2.

На двухниппельный переводник 22 наворачивается посадочный переводник 23, диаметр которого в нижней части соответствует наружному диаметру дополнительной колонны 2, а в верхней превышает наружный диаметр эксплуатационной колонны 12 на 1-2 мм. Посадочный переводник 23 устанавливается с упором нижней части в торец эксплуатационной колонны 12, а верхней - с размещением в посадочном месте под вторичные уплотнения 6 новой нижней ТГ 5.

На новой КГ 7 устанавливается новая нижняя ТГ 5 в сборе с вторичными уплотнениями 6, причем размеры вторичных уплотнений 6 новой нижней ТГ 5 обеспечивают размещение посадочного переводника 23 в посадочном месте под вторичные уплотнения 6 новой нижней ТГ 5.

Далее опрессовываются первичные 8 и вторичные 6 уплотнения и в скважину спускается лифтовая колонна, которая подвешивается в подвеске новой нижней ТГ 5. На переводную катушку новой нижней ТГ 5 устанавливается фонтанная елка ФА.

По третьему варианту, когда цементный камень 16 в дополнительной колонне 2 размещен в интервале между торцом дополнительной колонны 2 и фальшмуфтой 21 дополнительной колонны 2, верхняя часть эксплуатационной колонны 12 отрезается на уровне верхней плоскости вторичных уплотнений 6 нижней ТГ 5 и удаляется с устья скважины. Торец обрезанной эксплуатационной колонны 12 обрабатывается до выравнивания его с верхней плоскостью вторичных уплотнений 6 нижней ТГ 5.

Дополнительная колонна 2 обрезается на уровне верхней плоскости вторичных уплотнений 6 нижней ТГ 5 и удаляется с устья скважины.

Затем межтрубное пространство 18 над цементным камнем 16 заполняется расширяющимся цементным раствором или жидкой герметизирующей композицией 20, например расплавленным свинцом или гелем, обеспечивая герметизацию дополнительной колонны 2.

На новой КГ 7 монтируется новая нижняя ТГ 5 в сборе с вторичными уплотнениями 6. Первичные 8 и вторичные 6 уплотнения опрессовываются.

В скважину спускается лифтовая колонна и подвешивается в подвеске новой нижней ТГ 5. На переводной катушке новой нижней ТГ 5 устанавливается фонтанная елка ФА.

Устье скважины после завершения работ по любому из трех вариантов обвязывается трубопроводами в соответствии с проектной документацией. При необходимости компенсируется разница в высотных отметках существующего газосборного коллектора и новых высотных отметок устьевого оборудования по причине установки на устье устьевого оборудования другого типоразмера.

1. Способ переобвязки устья скважины, оборудованной дополнительной колонной, при котором с устья скважины демонтируют фонтанную елку фонтанной арматуры - ФА вместе с переводной катушкой верхней трубной головки - ТГ, из скважины извлекают лифтовую колонну, в дополнительной колонне под устьем скважины устанавливают цементный мост, демонтируют корпус верхней ТГ в сборе с вторичными уплотнениями верхней головки, затем - корпус нижней ТГ в сборе с вторичными уплотнениями нижней головки, из колонной головки - КГ извлекают первичные уплотнения, отрезают верхнюю часть нулевого патрубка, ввернутого в муфту кондуктора, на 100 мм ниже торца КГ, затем отрезают среднюю часть нулевого патрубка длиной 100-150 мм, после чего с устья скважины удаляют отрезанную часть нулевого патрубка, осаживают КГ на торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, срывают и отсоединяют клиновую подвеску от эксплуатационной колонны, снимают и удаляют с устья скважины КГ с верхней отрезанной частью нулевого патрубка, обрабатывают торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, устанавливают на торце оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка фальшмуфту, вворачивают в фальшмуфту переводник для совмещения нулевого патрубка и новой КГ, имеющих разные диаметры, а на него наворачивают новый нулевой патрубок с техническими характеристиками, аналогичными техническим характеристикам кондуктора, совместно с новой КГ, устанавливают в новую КГ клиновую подвеску, фиксируют ее в корпусе новой КГ, устанавливают над клиновой подвеской первичные уплотнения, отрезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на уровне верхней плоскости первичных уплотнений и удаляют ее с устья скважины, обрабатывают торец обрезанной эксплуатационной колонны до выравнивания его с верхней плоскостью первичных уплотнений, обрезают дополнительную колонну вместе с цементным камнем на уровне верхней плоскости вторичных уплотнений нижней ТГ, очищают от цементного камня верхнюю часть дополнительной колонны, нарезают на ней резьбу, затем в межтрубном пространстве над цементным камнем устанавливают разделительное металлическое кольцо, межтрубное пространство над разделительным металлическим кольцом заполняют жидкой герметизирующей композицией, не дожидаясь полного затвердевания герметизирующей композиции на верхнюю часть дополнительной колонны наворачивают упорную втулку, прочностные характеристики которой соответствуют прочностным характеристикам дополнительной колонны, а наружный диаметр упорной втулки соответствует наружному диаметру эксплуатационной колонны, осуществляют равномерное растекание герметизирующей композиции и заполняют ею всю полость межтрубного пространства между разделительным металлическим кольцом и упорной втулкой, обеспечивая герметизацию дополнительной колонны, на новой КГ монтируют новую нижнюю ТГ в сборе с вторичными уплотнениями, опрессовывают первичные и вторичные уплотнения, в скважину спускают лифтовую колонну и подвешивают ее в подвеске ТГ, устанавливают на переводную катушку ТГ фонтанную елку ФА.

2. Способ переобвязки устья скважины, оборудованной дополнительной колонной, при котором с устья скважины демонтируют фонтанную елку фонтанной арматуры - ФА вместе с переводной катушкой верхней трубной головки - ТГ, из скважины извлекают лифтовую колонну, в дополнительной колонне под устьем скважины устанавливают цементный мост, демонтируют корпус верхней ТГ в сборе с вторичными уплотнениями верхней головки, затем - корпус нижней ТГ в сборе с вторичными уплотнениями нижней головки, из колонной головки - КГ извлекают первичные уплотнения, отрезают верхнюю часть нулевого патрубка, ввернутого в муфту кондуктора, на 100 мм ниже торца КГ, затем отрезают среднюю часть нулевого патрубка длиной 100-150 мм, после чего с устья скважины удаляют отрезанную часть нулевого патрубка, осаживают КГ на торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, срывают и отсоединяют клиновую подвеску от эксплуатационной колонны, снимают и удаляют с устья скважины КГ с верхней отрезанной частью нулевого патрубка, обрабатывают торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, устанавливают на торце оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка фальшмуфту, вворачивают в фальшмуфту переводник для совмещения нулевого патрубка и новой КГ, имеющих разные диаметры, а на него наворачивают новый нулевой патрубок с техническими характеристиками, аналогичными техническим характеристикам кондуктора, совместно с новой КГ, устанавливают в новую КГ клиновую подвеску, фиксируют ее в корпусе новой КГ, устанавливают над клиновой подвеской первичные уплотнения, отрезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на уровне верхней плоскости первичных уплотнений и удаляют ее с устья скважины, обрабатывают торец обрезанной эксплуатационной колонны до выравнивания его с верхней плоскостью первичных уплотнений, отвинчивают верхнюю незацементированную часть дополнительной колонны из фальшмуфты дополнительной колонны, удаляют ее с устья, вворачивают в фальшмуфту дополнительной колонны двухниппельный переводник, прочностные характеристики которого соответствуют прочностным характеристикам дополнительной колонны, на двухниппельный переводник наворачивают посадочный переводник, диаметр которого в нижней части соответствует наружному диаметру дополнительной колонны, а в верхней - превышающий наружный диаметр эксплуатационной колонны на 1-2 мм, устанавливают посадочный переводник с упором нижней части в торец эксплуатационной колонны, а верхней - с размещением в посадочном месте под вторичные уплотнения новой нижней ТГ, на новой КГ устанавливают новую нижнюю ТГ в сборе с вторичными уплотнениями, причем размеры вторичных уплотнений новой нижней ТГ обеспечивают размещение посадочного переводника в посадочном месте под вторичные уплотнения нижней ТГ, далее опрессовывают первичные и вторичные уплотнения, в скважину спускают лифтовую колонну и подвешивают ее в подвеске ТГ, устанавливают на переводную катушку ТГ фонтанную елку ФА.

3. Способ переобвязки устья скважины, оборудованной дополнительной колонной, при котором с устья скважины демонтируют фонтанную елку фонтанной арматуры - ФА вместе с переводной катушкой верхней трубной головки - ТГ, из скважины извлекают лифтовую колонну, в дополнительной колонне под устьем скважины устанавливают цементный мост, демонтируют корпус верхней ТГ в сборе с вторичными уплотнениями верхней головки, затем - корпус нижней ТГ в сборе с вторичными уплотнениями нижней головки, из колонной головки - КГ извлекают первичные уплотнения, отрезают верхнюю часть нулевого патрубка, ввернутого в муфту кондуктора, на 100 мм ниже торца КГ, затем отрезают среднюю часть нулевого патрубка длиной 100-150 мм, после чего с устья скважины удаляют отрезанную часть нулевого патрубка, осаживают КГ на торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, срывают и отсоединяют клиновую подвеску от эксплуатационной колонны, снимают и удаляют с устья скважины КГ с верхней отрезанной частью нулевого патрубка, обрабатывают торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, устанавливают на торце оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка фальшмуфту, вворачивают в фальшмуфту переводник для совмещения нулевого патрубка и новой КГ, имеющих разные диаметры, а на него наворачивают новый нулевой патрубок с техническими характеристиками, аналогичными техническим характеристикам кондуктора, совместно с новой КГ, устанавливают в новую КГ клиновую подвеску, фиксируют ее в корпусе новой КГ, устанавливают над клиновой подвеской первичные уплотнения, отрезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на уровне верхней плоскости вторичных уплотнений нижней ТГ и удаляют ее с устья скважины, обрабатывают торец обрезанной эксплуатационной колонны до выравнивания его с верхней плоскостью вторичных уплотнений нижней ТГ, обрезают дополнительную колонну на уровне верхней плоскости вторичных уплотнений нижней ТГ и удаляют ее с устья скважины, затем межтрубное пространство над цементным камнем заполняют расширяющимся цементным раствором или жидкой герметизирующей композицией, обеспечивая герметизацию дополнительной колонны, на новой КГ монтируют новую нижнюю ТГ в сборе с вторичными уплотнениями, опрессовывают первичные и вторичные уплотнения, в скважину спускают лифтовую колонну и подвешивают ее в подвеске ТГ, устанавливают на переводную катушку ТГ фонтанную елку ФА.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к устройствам для подвески длинномерной пластиковой трубы на устье скважины. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для переоборудования устья нефтяных и газовых скважин в случаях, когда их обсадные колонны расположены эксцентрично относительно вертикальной оси скважины.

Изобретение относится к области горного дела и используется при обвязке верхних концов двух смежных обсадных колонн, выступающих над устьем скважины, с целью регулирования усилия натяжения эксплуатационной колонны.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию. .

Изобретение относится к инструментам и агрегатам нефтяного промысла. .

Изобретение относится к области машиностроения, в частности к нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности, и может быть использовано при новом проектировании фланцевых и быстроразъемных соединений устьевого оборудования, магистральных трубопроводов, соединений насосных агрегатов с трубопроводами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для герметизации устья скважин, в частности, при ликвидации межколонных газопроявлений или открытых газовых фонтанов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для герметизации межколонного кольцевого пространства устья нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и эксплуатационной колонной находящихся в эксплуатации и вновь строящихся скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначается для герметизации межколонного кольцевого пространства устья нефтегазодобывающей скважины между кондуктором и эксплуатационной колонной.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, для обвязки устья паранагнетательных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к фонтанной арматуре с расположенным в ней устройством для измерения дебита продукции скважины. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для закачки тампонирующего материала в скважину при выполнении аварийных работ. .

Изобретение относится к способу установки пакера при отборе воды из нагнетательной скважины. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для заворота крана шарового на устье фонтанирующей скважины. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на кабеле и проволоке.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам замены задвижек в процессе ремонта устьевого оборудования. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для замены задвижек в процессе ремонта устьевого оборудования. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслям промышленности, а именно к способу, предназначенному для производства работ по ремонту устьевого оборудования или его замены.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к устройствам, предназначенным для герметизации устья нефтяной скважины, на которой проводятся операции депарафинизации насосно-компрессионной трубы с помощью скребка на лебедочном моножильном тросе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах, в частности к ликвидации открытых горящих нефтегазовых фонтанов на скважинах с наклоненными устьями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ремонту устьевого оборудования нефтегазовых скважин, в частности к переобвязке устья скважины при замене старого или неисправного устьевого оборудования на новое
Наверх