Способ проведения подземного ремонта скважины



Способ проведения подземного ремонта скважины
Способ проведения подземного ремонта скважины

 


Владельцы патента RU 2444610:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения подземного ремонта скважины. Способ проведения подземного ремонта скважины, включающий отключение скважинного насоса, глушение скважины, проведение спускоподъемных операций и перемещение внутрискважинной жидкости, отличающийся тем, что на приустьевой площадке ниже уровня затрубной задвижки устанавливают герметичную емкость сбора скважинной жидкости, оснащенную уровнемером, входным и выходным патрубками, патрубком подачи воздуха, кранами, при этом входной патрубок герметичной емкости сбора скважинной жидкости соединяют с затрубной задвижкой или устройством сбора жидкости, выходной патрубок соединяют с накопительной емкостью, а патрубок подачи воздуха соединяют с пневмосистемой подъемного агрегата ремонта скважин, причем при спуске глубинного оборудования в скважину скважинную жидкость собирают в герметичную емкость и давлением воздуха перекачивают в накопительную емкость. Применение предлагаемого способа проведения подземного ремонта скважины позволяет исключить загрязнение территории при спуске глубинно-насосного оборудования и более эффективно использовать возможности подъемного агрегата для ремонта скважины. 2 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения подземного ремонта скважины.

Известен способ текущего ремонта скважины, включающий закачку в нее жидкости глушения для предотвращения выброса пластовой жидкости и газа в атмосферу, разгерметизацию устья, смену скважинного оборудования, герметизацию устья и удаление из скважины жидкости глушения, при этом в скважине предварительно устанавливают выше пласта пакер с обратным клапаном, а жидкость глушения закачивают над пакером и создают столбом этой жидкости избыточное давление по сравнению с давлением, возникающим под пакером (патент РФ №2097537, МПК E21B 43/12, опубл. 27.11.1997 г.).

Недостатком данного способа является необходимость спуска в скважину дополнительного оборудования (пакера с обратным клапаном) и, как следствие, излив жидкости на приустьевую площадку при спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб или колонны насосных штанг глубинного оборудования.

Также известен способ подготовки и проведения подземного ремонта скважины, включающий отключение скважинного насоса, проведение спускоподъемных операций и перемещение внутрискважинной жидкости, причем предварительно в пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами размещают дополнительную колонну труб, которую спускают не менее чем на 1/10 часть длины скважины, а спускоподъемные операции осуществляют после отключения скважинного насоса и откачки внутрискважинной жидкости мультифазным насосом по каналу, образованному обсадной колонной труб и дополнительной колонной труб, в нефтесборный коллектор до достижения атмосферного давления в скважине с последующим демонтажом устьевой арматуры. Откачку внутрискважинной жидкости ведут в течение всего процесса спускоподъемных операций, используя мультифазный насос с производительностью более 40 м3/ч (патент РФ №2188301, МПК E21B 33/08, опубл. 27.08.2002 г.).

Недостатком данного способа является необходимость спуска в скважину дополнительной трубы и использование дополнительного мультифазного насоса, постоянно откачивающего скважинную жидкость.

Задачей предлагаемого изобретения является проведение подземного ремонта скважины, исключающего загрязнение рабочей площадки и приустьевой территории скважинной жидкостью при спуске в скважину колонны НКТ и насосных штанг.

Поставленная задача решается тем, что на приустьевой площадке ниже уровня затрубной задвижки устанавливают герметичную емкость сбора скважинной жидкости, оснащенную уровнемером, входным и выходным патрубками, патрубком подачи воздуха, кранами, причем входной патрубок емкости сбора скважинной жидкости соединяют с затрубной задвижкой или тройником, установленным на колонне насосно-компрессорных труб, выходной патрубок соединяют с накопительной емкостью, а патрубок подачи воздуха соединяют с пневмосистемой подъемного агрегата ремонта скважин, а скважинную жидкость во время спуска глубинного оборудования в скважину собирают в герметичную емкость и давлением воздуха перекачивают в накопительную емкость.

Отличительными признаками предлагаемого изобретения являются:

- возможность сбора скважинной жидкости, изливаемой при спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб или колонны штанг, самотеком в герметичную емкость, установленную ниже затрубной задвижки;

- возможность перекачки скважинной жидкости из герметичной емкости в накопительную емкость давлением воздуха, созданного пневмосистемой подъемного агрегата для ремонта скважин.

Вышеперечисленные отличительные признаки позволяют исключить загрязнение территории скважины при спуске глубинного насосного оборудования и более эффективно использовать возможности подъемного агрегата для ремонта скважины.

На фиг.1 показана схема сбора скважинной жидкости при спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб.

На фиг.2 показана схема сбора скважинной жидкости при спуске в скважину колонны насосных штанг.

Способ ремонта скважины осуществляется следующим способом.

В зависимости от состояния скважины производят глушение скважины через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) или через затрубную задвижку 13. Устанавливают подъемный агрегат. Поднимают глубинно-насосное оборудование.

Перед спуском колонны НКТ затрубную задвижку 13 соединяют шлангом 8 с герметичной емкостью 1. Герметичная емкость 1 содержит приемный патрубок 2, выкидной патрубок 3, патрубок приема воздуха 15, укомплектованные соответственно шаровыми кранами 4, 5, 9 и быстросъемными соединениями 18. Кроме этого герметичная емкость 1 оснащена уровнемером 6. Выкидной патрубок 3 соединяют шлангом 11 с накопительной емкостью 12, а патрубок приема воздуха 15 соединяют шлангом 10 с пневмосистемой (ресивером) 17 подъемного агрегата для ремонта скважин. Закрывают шаровые краны 9, 5 на патрубке приема воздуха 15 и выкидном патрубке 3 герметичной емкости 1. Открывают затрубную задвижку 13, шаровой кран 4 на приемном патрубке 2 герметичной емкости. Устанавливают механический ключ для свинчивания и развинчивания труб (КМ) 16. Свинчивают и опускают НКТ в скважину. Скважинная жидкость из затрубного пространства через затрубную задвижку 13 по шлангу 8 поступает в герметичную емкость 1. Степень заполнения герметичной емкости 1 определяют по показаниям уровнемера 6. При заполнении герметичной емкости 1 закрывают шаровой кран 4, установленный на приемном патрубке 2, а шаровые краны 5, 9, установленные на выкидном патрубке 3 и патрубке приема воздуха 15, открывают. Включают пневмосистему подъемного агрегата, и воздух из ресивера 17 по шлангу 10 поступает в герметичную емкость 1. Собранная жидкость давлением воздуха перемещается в накопительную емкость 12. После опорожнения герметичной емкости 1 шаровые краны 5, 9, установленные на выкидном патрубке 3 и патрубке приема воздуха 15, закрывают, а шаровой кран 4, установленный на приемном патрубке 2, открывают. Процесс заполнения и опорожнения герметичной емкости повторяют по мере спуска НКТ. После окончания спуска НКТ скважину закрывают планшайбой. Закрывают затрубную задвижку 13. Далее в планшайбу устанавливают устройство для сбора скважинной жидкости 7, выполненное в виде тройника. Боковой отвод располагают ниже механического ключа. Шланг 8 отсоединяют от затрубной задвижки 13 и соединяют с устройством для сбора скважинной жидкости 7. Открывают шаровой кран 4 на приемном патрубке 2, а шаровые краны 5, 9 на выкидном патрубке 3 и патрубке приема воздуха 15 остаются закрытыми. Спускают в колонну НКТ насосные штанги с плунжером трубного насоса или вставным насосом. Скважинную жидкость, вытесняемую насосными штангами, через устройство сбора жидкости 7 и шланг 8 собирают в герметичную емкость 1. Процесс заполнения и опорожнения герметичной емкости 1 при спуске насосных штанг аналогичен процессу заполнения и опорожнения герметичной емкости при спуске насосно-компрессорных труб.

Применение предлагаемого способа позволяет исключить загрязнение территории скважины при спуске глубинного насосного оборудования и более эффективно использовать возможности подъемного агрегата для ремонта скважины.

Способ проведения подземного ремонта скважины, включающий отключение скважинного насоса, глушение скважины, проведение спускоподъемных операций и перемещение внутрискважинной жидкости, отличающийся тем, что на приустьевой площадке ниже уровня затрубной задвижки устанавливают герметичную емкость сбора скважинной жидкости, оснащенную уровнемером, входным и выходным патрубком, патрубком подачи воздуха, кранами, причем входной патрубок герметичной емкости сбора скважинной жидкости соединяют с затрубной задвижкой или устройством сбора жидкости, выходной патрубок соединяют с накопительной емкостью, а патрубок подачи воздуха соединяют с пневмосистемой подъемного агрегата ремонта скважин, при этом при спуске глубинного оборудования в скважину скважинную жидкость собирают в герметичную емкость и давлением воздуха перекачивают в накопительную емкость.



 

Похожие патенты:

Скребок // 2266388
Изобретение относится к оборудованию, применяемому при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин, и используется для очистки наружной поверхности насосно-компрессорных труб в процессе извлечения их из скважины.

Изобретение относится к оборудованию, применяемому при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин, и используется для очистки наружной поверхности насосно-компрессорных труб в процессе извлечения их из скважины.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при бурении и капитальном ремонте скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам подготовки скважины к подземному и капитальному ремонту для предотвращения изменения фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта, повышения эффективности освоения скважины после проведения ремонтных работ, упрощения технологии ремонтно-восстановительных работ, а также ускорения капитального или подземного ремонта за счет сокращения времени на промывку скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при бурении скважин при спуско-подъемных операциях. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для очистки насосных штанг при подъеме их из скважины и предупреждения загрязнения буровым раствором и нефтью рабочей площадки работающих техники и устьевого оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промьгашенности и позволяет повысить надежность и безопасность очистки насосных штанг. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к комплексам оборудования для подготовки и проведения подземного ремонта скважин. Комплекс оборудования для подготовки и проведения подземного ремонта скважин содержит установленные на поверхность насос и емкость. В скважине установлены колонны обсадных и насосно-компрессорных труб. В пространство между обсадной колонной и колонной НКТ спущена дополнительная колонна труб, на которой установлены два концевых выключателя, связанные линией управления с насосом. Между обсадной и дополнительной колоннаму труб установлен поплавок, перемещающийся между концевыми выключателями. В результате предотвращается сифонный излив жидкости из скважины при спуско-подъемных операциях, сокращается время на проведение подземного ремонта скважины и уменьшаются затраты энергии. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения разливов и выбросов скважинной жидкости, ее сбора, отвода с рабочей зоны во время проведения спуско-подъемных операций при сборке и разборке колонны НКТ и БТ. Техническим результатом является обеспечение надежной герметизации полости труб при их стыковке перед заворотом и расстыковке после отворота во время проведения спуско-подъемных операций при ГНВП в трубки. Предложен способ герметизации колонны труб и затрубного пространства скважины в процессе ремонта во время проведения спуско-подъемных операций при ГНВП с контролируемым состоянием скважины, характеризующийся тем, что включает монтаж превентора с глухими и/или трубными плашками, монтаж на верхний фланец превентора устьевого оборудования с уплотнителем, герметизирующим непосредственно по наружному диаметру неподвижную или движущуюся в нем колонну, труб и управление потоком скважинной среды в затрубном пространстве. Кроме того, осуществляют монтаж на фланец промывочной катушки клинового трубодержателя или спайдера, который удерживает колонну труб, установку на полумесяц спайдера противосифонного герметизирующего устройства, обеспечивающего перекрытие и управление потоком скважинной жидкости в колонне труб. При этом противосифонное герметизирующее устройство включает корпус, содержащий телескопическую камеру, имеющую большую величину осевого рабочего хода, состоящую из нескольких взаимосвязанных частей цилиндрической формы, установленных друг в друга. Корпус содержит резьбовое отверстие с установленным в нем манометром для контроля за давлением внутри камеры и, по меньшей мере, одно отверстие с отводным патрубком для слива жидкости. К отводным патрубкам для слива жидкости закрепляют шаровые краны со шлангами высокого давления, вторые концы которых выводят к емкостям-сборникам, монтируют разрядную линию от затрубной задвижки к емкостям-сборникам. При появлении первых признаков газонефтеводопроявлений колонну труб сажают на клинья трубодержателя или спайдера так, чтобы присоединительная муфта трубы находилась между верхним герметизирующим узлом при статическом положении противосифонного устройства и гидравлическим ключом. Закрывают трубные плашки нижнего герметизирующего узла ниже муфты на теле трубы, находящейся в скважине, приподнимают средний и верхний герметизирующие узлы вручную до упора стопора или до определенного интервала, совместив при этом стопор одного из цилиндров телескопической камеры с горизонтальной глухой прорезью другого цилиндра на одной плоскости так, чтобы средний герметизирующий узел находился выше присоединительной муфты трубы, и фиксируются за счет поворота вокруг своей оси среднего герметизирующего узла, чтобы стопор, взаимодействующий с фигурным пазом, переместился из вертикальной прорези в горизонтальную и зафиксировался в седле. Закрывают глухие плашки среднего герметизирующего узла над присоединительной муфтой трубы, находящейся в скважине. При этом контроль за давлением внутри камеры происходит за счет манометра, а затрубное пространство выше превентора герметизирует устьевое оборудование с уплотнителем и разрядка затрубного пространства происходит через затрубную задвижку далее по разрядной линии к емкостям-сборникам. При этом контроль за давлением в затрубном пространстве происходит за счет манометра, установленного в устьевом оборудовании. Устанавливают заглушку, или шаровой кран, или вертлюг с патрубком в полость между верхним и средним герметизирующими узлами до глухих плашек среднего герметизирующего узла. Трубные плашки верхнего герметизирующего узла закрываются, устанавливаясь на теле патрубка вертлюга, разводятся глухие плашки среднего герметизирующего узла, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и верхним герметизирующими узлами, далее через отводные патрубки по шлангам высокого давления к емкостям-сборникам и через вертлюг далее по шлангу высокого давления к емкостям-сборникам. Верхний и средний герметизирующие узлы вместе с вертлюгом опускаются до установки ниппельной части резьбового соединения патрубка вертлюга в присоединительную муфту трубы. Вручную заворачивают не менее пяти-шести оборотов, убедившись в правильности зацепа, заворот осуществляют с усилителем или гидравлическим ключом. После этого разводят трубные плашки верхнего и нижнего герметизирующих узлов, опускается средний с верхним герметизирующие узлы в исходное положение, зацепляют элеватор за присоединительную муфту вертлюга или трубы, освобождают с клиньев трубодержателя или спайдера колонну труб и поднимают из скважины. Сажают колонну труб на клинья спайдера или трубодержателя, устанавливают трубные плашки нижнего герметизирующего узла ниже муфты на теле трубы, находящейся в скважине, заводят гидравлический ключ, устанавливают задержку за присоединительную муфту трубы, отворачивают поднятую трубу на два-три витка, приподнимают средний с верхним герметизирующие узлы и закрывают трубные плашки верхнего герметизирующего узла выше муфты на теле поднятой трубы. Отворачивается поднятая труба вместе с трубой, происходит вращение верхнего герметизирующего узла независимо от среднего, выводится гидравлический ключ, после этого труба для расстыковки приподнимается вместе с верхним и средним герметизирующими узлами за счет плотно прижатых трубных плашек к телу поднятой трубы и большой величины осевого рабочего хода телескопической камеры. После этого закрываются глухие плашки среднего герметизирующего узла над присоединительной муфтой трубы, находящейся в скважине, отсекая тем самым верхний герметизирующий узел и поднятую трубу. А остатки скважинной жидкости в поднятой трубе и в шланге высокого давления вытекают через отверстия взаимосвязанных цилиндрических колец, далее через отводной патрубок вертлюга по шлангу высокого давления к емкостям-сборникам. Трубные плашки верхнего герметизирующего узла разводятся, и поднятая труба опускается на приемные мостки. При спуске колонны труб все действия осуществляются в обратной последовательности, при необходимости герметизации скважины в колонну труб заворачивают шаровой кран, опускают муфту ниже плашек превентора, закрывают превентор, устанавливая трубные плашки на теле дистанционного патрубка шарового крана, закрывают шаровой кран, затем затрубные задвижки, после чего ставят на замер избыточного давления. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 8 ил.

Группа изобретений относится к технике и технологии герметизации полости труб и затрубного пространства скважины во время проведения спуско-подъемных операций при газонефтеводопроявлениях. Техническим результатом является надежная защита окружающей среды от скважины, сохранение коллекторских свойств пласта и снижение времени и материальных затрат на проведение ремонта скважины. Предложен способ герметизации полости труб и затрубного пространства скважины во время проведения спускоподъемных операций при газонефтеводопроявлениях с контролируемым состоянием скважины, характеризующийся тем, что включает монтаж превентора с трубными плашками, монтаж к боковому отводу вертлюга шланга высокого давления, после чего, во время спуска или подъема труб, при появлении первых признаков газонефтеводопроявлений колонну труб сажают на клинья спайдера так, чтобы присоединительная муфта трубы находилась между верхним герметизирующим узлом, при статическом положении противосифонного устройства и гидравлическим ключом, закрываются трубные плашки нижнего герметизирующего узла ниже муфты на теле трубы, находящейся в скважине, приподнимаются средний с верхним герметизирующие узлы вручную, или с помощью вспомогательной лебедки, или с помощью пневматических, или гидравлических, или механических цилиндров, или шарнирно-рычажного привода, или шарнирно-рычажного привода с зубчатым механизмом рейка-шестерня, установленных между нижним и средним герметизирующими узлами. Закрываются глухие плашки среднего герметизирующего узла над присоединительной муфтой трубы находящейся в скважине, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и средним герметизирующими узлами и далее через отводной патрубок по шлангу высокого давления к емкостям-сборникам. При этом контроль за давлением внутри камеры происходит за счет установленного на ней манометра, а затрубное пространство выше превентора герметизирует промывочная катушка и разрядка затрубного пространства происходит через затрубную задвижку далее по разрядной линии к емкостям-сборникам, при этом контроль за давлением в затрубном пространстве происходит за счет манометра, установленного в промывочной катушке. Устанавливается вертлюг с патрубком, на конце которого установлена муфта с ниппельным резьбовым соединением в полость между верхним и средним герметизирующими узлами до глухих плашек среднего герметизирующего узла, причем наружный диаметр патрубка вертлюга соответствует наружному диаметру труб, находящихся в скважине, и проходному диаметру трубных плашек верхнего герметизирующего узла. Трубные плашки верхнего герметизирующего узла закрываются, устанавливаясь на теле патрубка вертлюга, разводятся глухие плашки среднего герметизирующего узла, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и верхним герметизирующими узлами и через вертлюг, верхний и средний герметизирующие узлы вместе с вертлюгом опускается до установки ниппельной части резьбового соединения патрубка вертлюга в присоединительную муфту трубы, вручную наворачивают не менее пяти-шести оборотов, убедившись в правильности зацепа. Заворот осуществляют с усилителем или гидравлическим ключом, причем разрядка полости труб в это время происходит через вертлюг по шлангу высокого давления к емкостям-сборникам. После этого разводят трубные плашки верхнего и нижнего герметизирующих узлов, опускаются средний с верхним герметизирующие узлы в исходное положение, зацепляют элеватор за присоединительную муфту вертлюга или трубы, освобождают с клиньев спайдера колонну труб и поднимают трубу из скважины, сажают колонну труб на клинья спайдера, заводят гидравлический ключ, устанавливают задержку за присоединительную муфту трубы, отворачивают поднятую трубу на два-три витка, убедившись, что муфта не отворачивается вместе с трубой, устанавливают трубные плашки нижнего герметизирующего узла ниже муфты на теле трубы, находящейся в скважине. Затем приподнимают средний с верхним герметизирующие узлы и устанавливают трубные плашки верхнего герметизирующего узла выше муфты на теле поднятой трубы. Отворачивается поднятая труба, вместе с трубой происходит вращение верхнего герметизирующего узла независимо от среднего, выводится гидравлический ключ, после этого труба для расстыковки приподнимается вместе с верхним и средним герметизирующими узлами за счет плотно прижатых трубных плашек к телу поднятой трубы и большой величины осевого рабочего хода камеры, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и верхним герметизирующими узлами и через вертлюг. После этого закрываются глухие плашки среднего герметизирующего узла над присоединительной муфтой трубы, находящейся в скважине, отсекая тем самым верхний герметизирующий узел и поднятую трубу, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и средним герметизирующими узлами. Трубные плашки верхнего герметизирующего узла разводятся, и поднятая труба опускается. Отворачивается вертлюг и устанавливается патрубком в полость между верхним и средним герметизирующими узлами до глухих плашек среднего герметизирующего узла. Трубные плашки верхнего герметизирующего узла закрываются, устанавливаясь на теле патрубка вертлюга, разводятся глухие плашки среднего герметизирующего узла, причем разрядка полости труб в это время происходит внутри камеры между нижним и верхним герметизирующими узлами и через вертлюг. Верхний и средний герметизирующие узлы вместе с вертлюгом опускаются до установки ниппельной части резьбового соединения патрубка вертлюга в присоединительную муфту трубы, находящейся в скважине, и вручную их заворачивают не менее пяти-шести оборотов, убедившись в правильности зацепа. Заворот осуществляют с усилителем или гидравлическим ключом, причем разрядка полости труб в это время происходит через вертлюг, после этого разводят трубные плашки верхнего и нижнего герметизирующих узлов, верхний и средний герметизирующие узлы опускаются в исходное положение, освобождают с клиньев спайдера колонну труб и поднимают следующую трубу из скважины. При необходимости герметизации скважины на трубу наворачивают шаровой кран, опускают муфту под плашки превентора, закрывают превентор, устанавливая трубные плашки на теле дистанционного патрубка шарового крана, закрывают шаровой кран, затем затрубные задвижки, после чего ставят на замер избыточного давления. 3 н. и 2 з.п. ф-лы, 9 ил.
Наверх