Способ подвешивания сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки, а именно к эксплуатации самозадавливающихся газовых скважин. Технический результат заключается в предотвращении вертикального перемещения сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы (СПГТ), а также в возможности быстрого отсоединения накидного переводника в виде цанга-фитингового устройства от СПГТ при изменении места ее подвеса в ремонтируемой скважине. Способ подвешивания СПГТ в скважине включает закрытие коренной задвижки фонтанной арматуры, демонтаж части фонтанной арматуры, расположенной выше коренной задвижки, установку узла подвеса и задвижки, проведение их опрессовки, расстановку наземного оборудования, монтаж противовыбросового оборудования и инжектора, заправку СПГТ в инжектор, герметизатор, превентор, открытие задвижки, спуск СПГТ до момента, когда верхний конец СПГТ достигнет инжектора, соединение СПГТ со штангой, окончательный спуск и закрепление СПГТ в узле подвеса, ее опрессовку, отсоединение штанги от СПГТ, извлечение ее из скважины, демонтаж инжектора, герметизатора и блока превенторов, проведение монтажа фонтанной арматуры, создание избыточного давления. Верхний конец СПГТ соединяют посредством накидного переводника в виде цанга-фитингового устройства, затем на накидной переводник накручивают штангу и производят закрепление СПГТ в узле подвеса путем посадки ее в посадочном седле узла подвеса с жесткой фиксацией ее от осевого перемещения сквозной стопорной гайкой накидного переводника. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки, а именно к эксплуатации, так называемых «самозадавливающихся» газовых скважин.

На завершающей стадии разработки газовых месторождений в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) в связи со снижением пластовой энергии на забое скважин образуется жидкостная пробка за счет поступления на забой из пласта пластовой воды или выпадения жидкости из добываемого газа и осаждении ее на забое, то есть конденсационной воды. Под воздействием все увеличивающегося объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и, соответственно, скорости восходящего потока газа не достаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостной барьер и скважина самозадавливается, то есть глушится [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.].

В условиях АНПД, для обеспечения бесперебойного режима работы скважины необходимо исключить накопление жидкости на забое. При этом скорость газожидкостного потока в лифтовой колонне должна быть не менее 5 м/с [Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений / М.Г. Гейхман и др.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. - 208 с.].

Так как, зачастую, в условиях АНПД, при существующем большом диаметре лифтовых труб (до 168 мм), это условие не может быть выполнено, возникает необходимость установки в ней дополнительной колонны труб меньшего диаметра, так называемой «центральной лифтовой колонны» (ЦЛК) [Пат. 2513942 РФ; опубл. 20.04.2014]. Обычно в качестве ЦЛК используют безмуфтовую длинномерную гибкую трубу, намотанную на барабан колтюбинговой установки. Однако срок эксплуатации такой трубы ограничен, поэтому для этих целей предпочтительней использовать сталеполимерную безмуфтовую гибкую трубу (СПГТ), имеющую аналогичные прочностные свойства, но обеспечивающую больший срок эксплуатации.

Традиционные методы не позволяют провести подвешивание СПГТ в скважине без ее глушения, что приводит к кольматации призабойной зоны пласта и невозможности дальнейшей эксплуатации скважины с необходимым дебитом.

Известен способ подвешивания СПГТ, реализованный в конструкции газовой скважины [Пат. 123824 РФ; опубл. 10.01.2013], включающий ее подвешивание в адаптере с помощью резьбового соединения, размещенном выше основной крестовины фонтанной арматуры, над превентором, и ниже надкоренной задвижки и дополнительной верхней крестовины фонтанной арматуры

Недостатком данного способа является сложность подвешивания СПГТ в адаптере, а также отсутствие возможности извлечения СПГТ без глушения скважины.

Известен способ подвешивания СПГТ, реализованный в устройстве подвеса сталеполимерной трубы [Пат. 142119 РФ; опубл. 20.06.2014], включающий ее подвешивание в специальном устройстве подвеса с помощью фиксирующих элементов-фиксаторов, размещенном на коренной задвижке фонтанной арматуры.

Недостатком данного способа является недостаточная надежность подвешивания СПГТ в специальном устройстве подвеса, что может привести к обрыву и падению трубы на забой под собственным весом либо к выбросу ее из скважины при создании на забое избыточного давления, а также сложность присоединения СПГТ к спускаемому механизму, заключающаяся в запрессовывание концевого элемента в трубе и присоединение к нему переходной пробки для соединения со штангой.

Помимо этого, недостатком способа является невозможность создания циркуляции по кольцевому пространству, что существенно снижает добычные возможности скважины.

Кроме того, отсутствует возможность извлечения СПГТ из скважины вследствие конструктивных особенностей трехпозиционного клапана, размещенного на башмаке этой трубы для попеременного открытия и перекрытия СПГТ, который не будет работать после длительной эксплуатации скважины из-за попадания в него механических примесей, ржавчины и окалины, выносимых из скважины.

Известен способ подвешивания СПГТ в скважине, реализованный в способе перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам и устройстве для его реализации [Пат. 2523270 РФ; опубл. 20.07.2014], включающий спуск в скважину и подвеску центральной лифтовой колонны, установку верхней части фонтанной арматуры, переоборудование устьевой обвязки путем установки в ее составе управляющего комплекса контроля и управления работой скважины, пуск скважины в шлейф по двум лифтовым колоннам - основной и центральной, через управляющий коплекс контроля и управления работой скважины.

Недостатками данного способа являются недостаточная надежность подвешивания СПГТ в специальном устройстве подвеса, что может привести к обрыву и падению трубы на забой под собственным весом либо к выбросу ее из скважины при создании на забое избыточного давления, а также сложность присоединения СПГТ к спускаемому механизму, заключающаяся в запрессовывании концевого элемента в трубе и присоединении к нему переходной пробки для соединения со штангой.

Известен способ подвешивания СПГТ в скважине, выбранного за прототип, включающий закрытие коренной задвижки фонтанной арматуры, демонтаж части фонтанной арматуры, расположенной выше коренной задвижки, установку новых элементов, например, узла подвеса и задвижки, проведение их опрессовки, расстановку наземного оборудования, монтаж противовыбросового оборудования и инжектора, заправку сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в инжектор, герметизатор, превентор, открытие задвижки, спуск сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы, остановка спуска до момента, когда верхний концевой элемент сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы достигнет инжектора, накручивание на пробку верхнего концевого элемента штанги, окончательный спуск и закрепление сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в узле подвеса, ее опрессовку, отсоединение штанги и пробки от сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы, подъем их, демонтаж инжектора и блока превенторов, проведение монтажа фонтанной арматуры, создание избыточного давления и перевод клапана в рабочее положение [Робин А.В., Донченко М.А. Концентрические лифтовые колонны на основе сталеполимерной трубы (удаление воды с забоя газовых скважин без их глушения) // Нефть. Газ. Новации. 2013. №7. - С.40-45].

Недостатком данного способа является недостаточная надежность фиксации СПГТ в узле подвеса, что может привести к обрыву и падению трубы на забой под собственным весом либо к выбросу ее из скважины при создании на забое избыточного давления, а также сложность присоединения СПГТ к спускаемому механизму, заключающаяся в запрессовывание концевого элемента в трубе и присоединение к нему переходной пробки для соединения со штангой. Кроме того, высока вероятность отказа на извлечение СПГТ из скважины вследствие конструктивных особенностей трехпозиционного клапана, размещенного на башмаке этой трубы для попеременного открытия и перекрытия СПГТ, который не будет работать после длительной эксплуатации скважины из-за попадания в него механических примесей, ржавчины и окалины, выносимых из скважины.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка надежного и безопасного способа подвешивания СПГТ в скважине как в процессе ее глушения, так и без глушения скважины.

Технический результат заключается в предотвращении вертикального перемещения СПГТ как вниз с использованием посадочного седла, так и в верх с фиксацией накидного переводника в виде цанга-фитингового устройства сквозной стопорной гайкой, навинченной на резьбе в корпусе устройства подвеса, а также в возможности быстрого отсоединения накидного переводника в виде цанга-фитингового устройства от СПГТ при изменении места ее подвеса в ремонтируемой скважине.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ подвешивания сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в скважине включает закрытие коренной задвижки фонтанной арматуры, демонтаж части фонтанной арматуры, расположенной выше коренной задвижки, установку узла подвеса и задвижки, проведение их опрессовки, расстановку наземного оборудования, монтаж противовыбросового оборудования и инжектора, заправку сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в инжектор, герметизатор, превентор, открытие задвижки, спуск сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы до момента, когда верхний конец сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы достигнет инжектора, соединение сталеполимерной безмутовой гибкой трубы со штангой, окончательный спуск и закрепление сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в узле подвеса, ее опрессовку, отсоединение штанги от сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы, извлечение ее из скважины, демонтаж инжектора, герметизатора и блока превенторов, проведение монтажа фонтанной арматуры, создание избыточного давления, при этом верхний конец сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы соединяют посредством накидного переводника в виде цанга-фитингового устройства, затем на накидной переводник накручивают штангу и производят закрепление сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в узле подвеса путем посадки ее в посадочном седле узла подвеса с жесткой фиксацией ее от осевого перемещения сквозной стопорной гайкой накидного переводника.

Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая. Заявляемая совокупность действий и их последовательность позволит обеспечить надежное подвешивание СПГТ без вертикального осевого ее перемещения, то есть без падения ее на забой скважины, а также без выброса трубы из скважины под воздействием давления в скважине, а также обеспечит циркуляцию в кольцевом пространстве между центральной и основной лифтовыми колоннами.

Промышленная применимость заключается в следующем. Данный способ обеспечивает надежную и безопасную эксплуатацию самозадавливающихся скважин, увеличивая срок их работы.

На фиг. 1 изображена схема самозадавливающейся скважины до ремонта или реконструкции.

На фиг. 2 изображено наземное оборудование скважины перед спуском СПГТ.

На фиг. 3 изображена схема доспуска СПГТ с помощью технологической штанги.

На фиг. 4 изображена схема самозадавливающейся скважины после ремонта или реконструкции.

Спуск СПГТ в скважину происходит следующим образом.

Первоначально (фиг. 1) на фонтанной арматуре (ФА) ремонтируемой скважины 1 закрывают коренную задвижку 2 и снижают избыточное давление в ёлке ФА до атмосферного. Демонтируют часть ФА - буферную задвижку 3, крестовину 4 и надкоренную задвижку 5, расположенную выше коренной задвижки 2.

На устье скважины (фиг. 2) монтируют колтюбинговую установку 6 и подъемное устройство, например кран (не показано). На коренной задвижке 2 монтируют крестовину 4 и устанавливают новые элементы, например узел подвеса 7 и надкоренную задвижку 5. На фланец надкоренной задвижки 5 монтируют блок превенторов 8, герметизатор 9, инжектор 10. Проводят их опрессовку на рабочее давление.

Проводят (фиг. 3) вымотку СПГТ 11 с барабана колтюбинговой установки 6 до рабочей площадки (не показано), подают СПГТ 11 через направляющую 12 колтюбинговой установки 6 с помощью подъемного устройства, заводят низ СПГТ 11 в инжектор 10, спускают ее через инжектор 10, герметизатор 9, блок превенторов 8, надкоренную задвижку 5, узел подвеса 7, крестовину 4 до коренной задвижки 2 и закрепляют в исходном положении. Открывают коренную задвижку 2 и спускают СПГТ 11 в скважину, во внутреннюю полость основной лифтовой колонны (ОЛК) 13 до момента, когда верхний конец СПГТ 11 достигает верхнего торца инжектора 10. К верхнему концу СПГТ 11 крепят накидной переводник 14 в виде цанга-фитингового устройства, на который накручивают штангу 15. На верхнюю часть штанги 15 устанавливают элеватор 16 и стропами 17 соединяют его с подъемным устройством. Проводят окончательный спуск СПГТ 11 до посадки накидного переводника 14 в виде цанга-фитингового устройства в седло узла подвеса 7 с жесткой фиксацией ее от осевого перемещения сквозной стопорной гайкой (на фиг. не показано) накидного переводника. После чего демонтируют штангу 15, закрывают надкоренную задвижку 5 и демонтируют инжектор 10, герметизатор 9, блок превенторов 8.

Монтируют (фиг. 4) дополнительную верхнюю крестовину 18 и буферную задвижку 3.

Далее монтируют задавочную и обратную линии (не показано), устанавливают компрессор, опрессовывают линии нагнетания и верхнюю часть ФА на полуторакратное от максимально ожидаемого давления. Размещают на рабочих струнах ФА и выкидной линии датчики давления и температуры, регулирующий клапан, располагают возле устья автоматический для контроля и управления работой скважины.

В заключение проводят работы по вызову притока и отработки скважины на факельное устройство. После выхода скважины на режим, при отсутствии осложнений, ее запускают в шлейф.

Пример реализации способа.

Первоначально на фонтанной арматуре АФ6-150/10-21 ремонтируемой скважины закрывают коренную задвижку и снижают избыточное давление, равное 14 МПа в ёлке фонтанной арматуры до атмосферного. Демонтируют буферную задвижку, крестовину и надкоренную задвижку, расположенную выше коренной задвижки.

На устье скважины монтируют колтюбинговую установку M 10 и подъемное устройство, например кран КП-25. На коренной задвижке монтируют крестовину и устанавливают узел подвеса и надкоренную задвижку. На фланец надкоренной задвижки монтируют блок превенторов, герметизатор, инжектор. Проводят их опрессовку на рабочее давление 14 МПа.

Проводят вымотку СПГТ диаметром 89 мм с барабана колтюбинговой установки М-10 до рабочей площадки, подают СПГТ диаметром 89 мм через направляющую колтюбинговой установки М-10 с помощью подъемного устройства КП-25, заводят низ СПГТ диаметром 89 мм в инжектор, спускают ее через инжектор, герметизатор, блок превенторов, надкоренную задвижку, узел подвеса, крестовину до коренной задвижки и закрепляют в исходном положении. Открывают коренную задвижку и спускают СПГТ диаметром 89 мм в скважину, во внутреннюю полость основной лифтовой колонны диаметром 168 мм до момента, когда верхний конец СПГТ диаметром 89 мм достигнет верхнего торца инжектора. К верхнему концу СПГТ диаметром 89 мм крепят накидной переводник в виде цанга-фитингового устройства, на который накручивают штангу диаметром 89 мм. На верхнюю часть штанги устанавливают элеватор Э-89 и стропами соединяют его с подъемным устройством КП-25. Проводят окончательный спуск СПГТ диаметром 89 мм до посадки накидного переводника в виде цанга-фитингового устройства в седло узла подвеса с жесткой фиксацией ее от осевого перемещения сквозной стопорной гайкой накидного переводника. После чего демонтируют штангу, закрывают надкоренную задвижку и демонтируют инжектор, герметизатор, блок превенторов. Монтируют дополнительную верхнюю крестовину и буферную задвижку.

Заявляемый способ обеспечивает надежное подвешивание СПГТ без вертикального осевого ее перемещения, то есть без падения ее на забой скважины, а также без выброса трубы из скважины под воздействием давления в скважине, а также обеспечит циркуляцию в кольцевом пространстве между центральной и основной лифтовыми колоннами. Он обеспечивает надежную и безопасную эксплуатацию самозадавливающихся скважин, увеличивая срок их работы, а при необходимости возможность переподвешивания СПГТ в связи с изменением глубины подвешивания в скважине.

Способ подвешивания сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в скважине, включающий закрытие коренной задвижки фонтанной арматуры, демонтаж части фонтанной арматуры, расположенной выше коренной задвижки, установку узла подвеса и задвижки, проведение их опрессовки, расстановку наземного оборудования, монтаж противовыбросового оборудования и инжектора, заправку сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в инжектор, герметизатор, превентор, открытие задвижки, спуск сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы до момента, когда верхний конец сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы достигнет инжектора, соединение сталеполимерной безмутовой гибкой трубы со штангой, окончательный спуск и закрепление сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в узле подвеса, ее опрессовку, отсоединение штанги от сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы, извлечение ее из скважины, демонтаж инжектора, герметизатора и блока превенторов, проведение монтажа фонтанной арматуры, создание избыточного давления, отличающийся тем, что верхний конец сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы соединяют посредством накидного переводника в виде цанга-фитингового устройства, затем на накидной переводник накручивают штангу и производят закрепление сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в узле подвеса путем посадки ее в посадочном седле узла подвеса с жесткой фиксацией ее от осевого перемещения сквозной стопорной гайкой накидного переводника.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к оборудованию для заканчивания нефтяных и газовых скважин, в частности для регулирования притока скважинной жидкости на отдельном участке ствола скважины.

Изобретение относится к оборудованию для добычи и увеличения производства неочищенной нефти и газа. Оборудование содержит: соединительный блок, соединенный с главным поршневым штоком, при этом главный поршневой шток выполняет возвратно-поступательные движения внутри главного цилиндра; поршневой блок, соединенный с соединительным блоком, при этом поршневой блок движется в соединении с главным поршневым штоком, чтобы добывать дополнительное количество добываемых объектов; цилиндровый блок создает давление для поднятия добываемых объектов на земную поверхность, когда поршневой блок выполняет возвратно-поступательные движения внутри поршневого блока; и блок снабжения, управляющий процессом транспортировки добываемых объектов, поднимая добываемые объекты на земную поверхность, когда поршневой блок движется вверх, и транспортируя добываемые объекты к хранилищу, когда поршневой блок движется вниз.

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано в технике автоматического управления технологическими процессами и предназначено повысить надежность эксплуатации газодобывающих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией.

Группа изобретений относится к системе регулирования сопротивления потоку, предназначенной для использования в подземной скважине. Причем указанная система может содержать средство, установленное с возможностью перемещения под действием потока многокомпонентного флюида.

Изобретение относится к скважинному гидравлическому насосу для обеспечения давления текучей среды во время скважинных работ. Технический результат - повышение гидравлической мощности скважинного гидравлического насоса.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта.

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти из малопродуктивных пластов. Способ осуществляется путем периодического открытия канала между полостью насосно-компрессорных труб и затрубным пространством.

Изобретение относится к оборудованию подводного морского устья скважины. Техническим результатом является упрощение конструкции и эксплуатации устройства за счет исключения необходимости использования клапанов с дистанционным управлением.

Изобретение относится к оборудованию подводного морского устья скважины. Техническим результатом является упрощение конструкции и снижение трудоемкости работы устройства.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметизации и разобщения межколонного пространства на устье скважины. Обеспечивает снижение затрат и повышение надежности работы при эксплуатации.

Изобретение относится к устройствам для подвески труб на устье скважины. Техническим результатом является улучшение массово-габаритных характеристик устройства подвеса, упрощение схемы отвода жидкости из забоя, повышение эффективности работы скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение герметичности соединения муфта кондуктора - монтажный патрубок колонной головки на скважине без вывода в капитальный ремонт.

Изобретение относится к устройству заканчивания скважины с подводным устьем, кольцевым самоуплотняющимся узлам и может быть использовано в нефте- или газодобывающей скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметизации головки колонной разъемной, устанавливаемой на устье фонтанирующей скважины.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам переобвязки устья скважины. .

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта. Технический результат - обеспечение сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта при использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения. По способу производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины. Проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта. Осуществляют технологическую выдержку. Выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции. Проводят глушение скважины. Осуществляют спуск насосной установки и запуск скважины в работу. При этом, перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами для разобщения интервала обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине. Технологическую колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом - ИП. Над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан. После технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта. Глушение скважины производят через скважинный циркуляционный клапан путем замещения жидкости в межтрубном пространстве скважины и в колонне НКТ жидкостью глушения. Затем производят распакеровку верхнего пакера. Перед спуском в скважину насосной установки посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают указанную колонну НКТ из скважины. 7. з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх