Комплекс оборудования для подготовки и проведения подземного ремонта скважин


 


Владельцы патента RU 2500878:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

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.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к комплексам оборудования для подготовки и проведения подземного ремонта скважин.

Известен комплекс оборудования для слива жидкости из скважины при подъеме насосно-компрессорных труб, включающий заполненный жидкостью гибкий элемент, один конец которого с установленным запорным органом расположен внутри верхней части поднимаемой трубы, а свободный конец установлен в межтрубном пространстве скважины (а.с. 1530749, E21B 33/08, 1989 г.).

Недостатком в использовании данного комплекса оборудования является сложность в проведении подъема труб из-за необходимости ввода конца гибкого элемента с запорным органом в каждую поднимаемую трубу, а также невозможность избежать сифонного излива жидкости из межтрубного пространства скважины при высоких пластовых давлениях, когда уровень жидкости поднимается до устья скважины.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является комплекс оборудования, реализуемый в способе по пат. РФ №2188301, E21B 33/08, 2001 г и включающий размещенную в пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб дополнительную колонну труб, спущенную до определенной глубины, насос, откачивающий жидкость из скважины по каналу, образованному обсадной колонной и дополнительной колонной труб, приемную емкость.

Недостатком данного комплекса оборудования является сложность в обеспечении контроля за уровнем жидкости в скважине, что существенно увеличивает затраты времени на проведение подготовительных работ, а это в свою очередь приводит к увеличению стоимости ремонта скважины, а также не гарантирует сифонного излива жидкости из скважины при проведении спуско-подъемных операций.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является предотвращение сифонного излива жидкости из скважины при спуско-подъемных операциях, а также сокращение времени проведения подземного ремонта скважин, за счет своевременной откачки жидкости из скважин путем автоматического включения и выключения насоса.

Поставленная задача решается тем, что согласно изобретению в комплексе оборудования для подготовки и проведения подземного ремонта скважин, состоящим из насоса, емкости, колонны насосно-компрессорных труб и размещенной в пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами дополнительной колонной труб последняя в нижней части снабжена воронкой, в пространстве между обсадной и дополнительной колоннами труб установлен поплавок, а на дополнительной колонне труб на расстоянии друг от друга по глубине колонны установлены два концевых выключателя, связанных линией управления с насосом.

На фиг.1 схематично представлен комплекс оборудования для подготовки и проведения подземного ремонта скважин.

Комплекс содержит установленные на поверхности насос 1 и емкость 2. В скважину 3 спущена колонна 4 обсадных труб, колонна 5 насосно-компрессорных труб и дополнительная колонна 6 труб с воронкой 7. В пространстве между обсадной колонной 4 и дополнительной колонной 6 установлен поплавок 8. На дополнительной колонне 6 труб установлены верхний концевой выключатель 9 и нижний концевой выключатель 10. Концевые выключатели 9, 10 связаны с насосом линией управления 11.

Работа комплекса оборудования осуществляется следующим образом.

Предварительно в пространстве между обсадной колонной 4 и колонной 5 насосно-компрессорных труб размещают дополнительную колонну 6 труб. На дополнительной колонне 6 труб монтируют два концевых выключателя 9 и 10. Место установки концевых выключателей 9 и 10 определяется исходя из дебита скважины, характеристики откачиваемой продукции и рабочих параметров насоса 1. В пространство между обсадной колонной 4 и дополнительной колонной 6 устанавливают поплавок 8 таким образом, что его перемещение по стволу скважины ограничено концевыми выключателями 9 и 10. Спуско-подъемные операции осуществляют после отключения скважинного насоса и откачки внутрискважинной жидкости из затрубного пространства в емкость 2 и далее в нефтесборный коллектор, для чего включают насос 1. По мере отбора жидкости из скважины ее уровень понижается и поплавок 8 перемещается вниз до места установки нижнего концевого выключателя 10 (отметка Lкн). При контакте поплавка 8 с выключателем 10 насос 1 отключится. Производят подъем скважинного оборудования, извлекая насосно-компрессорные трубы 5 из скважины 3 через дополнительную колонну 6 труб. Во избежание ударов муфты НКТ о торец дополнительной колонны 6 труб на конце последней установлена воронка 7. С течением времени уровень жидкости в скважине повышается. При этом поплавок 8 перемещается вверх до отметки замыкает концевой выключатель 9 и включает в работу насос 1, который начинает откачивать внутрискважинную жидкость.

Таким образом, предлагаемый комплекс оборудования позволяет предотвратить сифонный излив жидкости из скважины при спуско-подъемных операциях, сократить время на проведение подземного ремонта скважин и уменьшить затраты энергии за счет автоматического включения и выключения насоса, откачивающего жидкость из межтрубного пространства скважины.

Комплекс оборудования для подготовки и проведения подземного ремонта скважин, включающий насос, емкость, колонну насосно-компрессорных труб и размещенную в пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами дополнительную колонну труб, отличающийся тем, что дополнительная колонна труб в нижней части снабжена воронкой, в пространстве между обсадной и дополнительной колоннами труб установлен поплавок, а на дополнительной колонне труб на расстоянии друг от друга по глубине установлены два концевых выключателя, связанных линией управления с насосом.



 

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 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