RU128896U1 - DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS - Google Patents
DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS Download PDFInfo
- Publication number
- RU128896U1 RU128896U1 RU2013101895/03U RU2013101895U RU128896U1 RU 128896 U1 RU128896 U1 RU 128896U1 RU 2013101895/03 U RU2013101895/03 U RU 2013101895/03U RU 2013101895 U RU2013101895 U RU 2013101895U RU 128896 U1 RU128896 U1 RU 128896U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- central
- chamber
- column
- plug
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Устройство для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, содержащее основную лифтовую колонну, центральную лифтовую колонну, нижнюю часть фонтанной арматуры с коренной задвижкой, верхнюю часть фонтанной арматуры с надкоренной задвижкой, а также устьевую обвязку с управляющим комплексом контроля и управления работой скважины, отличающееся тем, что имеется спускоподъемное устройство и инжектор, в качестве центральной лифтовой колонны использована гибкая полимерная, в том числе армированная труба, имеется двухкамерный герметизатор, состоящий из верхней камеры с двумя гидравлическими полостями (открывающей и закрывающей) и нижней камеры с двумя гидравлическими полостями (открывающей и закрывающей), имеется превентор, на начало и конец центральной лифтовой колонны герметично установлены, соответственно, верхний и нижний наконечники, к нижнему наконечнику жестко и герметично присоединен управляемый клапан, установленный между объемами основной и центральной лифтовых колонн, имеется пробка, в пробке и в верхнем наконечнике выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения, имеется технологическая штанга, в технологической штанге и в пробке выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения, имеется радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны (с радиальными крепежными элементами).A device for transferring wells, including waterlogged, to operation for two elevator columns, containing the main elevator column, the central elevator column, the lower part of the fountain valves with a root valve, the upper part of the fountain valves with an over-valve valve, as well as the wellhead piping with a control monitoring complex and well operation control, characterized in that there is a lifting device and an injector, a flexible polymer, including reinforced tr uba, there is a two-chamber sealant consisting of an upper chamber with two hydraulic cavities (opening and closing) and a lower chamber with two hydraulic cavities (opening and closing), there is a preventer, the upper and lower are sealed at the beginning and end of the central elevator column, respectively lugs, a controlled valve rigidly and hermetically connected to the lower lug installed between the volumes of the main and central lift columns, there is a plug in the plug and in the upper lug The nodes of the hard detachable axial interfacing are filled, there is a technological rod, the nodes of the hard detachable axial interfacing are made in the technological rod and in the plug, there is a radial tube holder of the central elevator column (with radial fasteners).
Description
Полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использована для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам без глушения скважины.The utility model relates to the oil and gas industry and can be used to transfer wells, including waterlogged, to operation on two lift columns without killing the well.
В настоящее время применяют следующее устройство для эксплуатации обводненных газовых скважин [1]. Плунжерный лифт функционирует циклически в скважине, которая то работает, то останавливается. Во время остановки, когда плунжер находится внизу, в затрубном пространстве нарастает давление газа, при этом жидкость в скважине уже почти накопилась на заключительном этапе периода фонтанирования. Жидкость накапливается у башмака НКТ, и плунжер опускается сквозь ее столб на пружину амортизатора, где остается в течение всего периода нарастания давления. Давление газа в затрубном пространстве зависит от продолжительности остановки скважины, пластового давления и проницаемости пласта. Когда давление в затрубном пространстве в достаточной мере увеличится, откроется приводной клапан и скважина начнет работать в шлейф. Газ в затрубном пространстве расширяется, заполняя НКТ и поднимая плунжер вместе с жидкостью к устью, отчасти с помощью добываемого газа. Отбор газа из пласта происходит до тех пор, пока дебит скважины не уменьшится до некоторого уровня, близкого к значению критического дебита, и в стволе скважины не начнет скапливаться жидкость. Скважина закрывается, и плунжер опускается назад на пружину амортизатора - сначала сквозь столб газа, а затем сквозь столб накопившейся жидкости. Начинается период нарастания давления. Затем за счет давления газа, накопившегося в затрубном пространстве, скважина вновь открывается для работы, плунжер вместе с жидкостью поднимается к устью. Когда плунжер находится на устье, скважина остается открытой, работая до тех пор, пока дебит газа не начнет падать. Затем скважина закрывается, и плунжер возвращается на забой - цикл повторяется.Currently, the following device is used for the operation of waterlogged gas wells [1]. The plunger elevator operates cyclically in the well, which then works, then stops. During a stop, when the plunger is at the bottom, gas pressure builds up in the annulus, while the fluid in the well has almost accumulated at the final stage of the gushing period. Fluid accumulates at the tubing shoe, and the plunger descends through its column onto the shock absorber spring, where it remains during the entire period of pressure increase. The gas pressure in the annulus depends on the duration of the shutdown of the well, reservoir pressure and permeability of the formation. When the pressure in the annulus increases sufficiently, the drive valve opens and the well begins to work in a loop. Gas in the annulus expands, filling the tubing and lifting the plunger together with the fluid to the mouth, partly with the help of the produced gas. Gas is taken from the reservoir until the well’s flow rate decreases to a level close to the critical flow rate and fluid accumulates in the wellbore. The well closes, and the plunger lowers back onto the shock absorber spring - first through a column of gas, and then through a column of accumulated fluid. The period of increasing pressure begins. Then, due to the pressure of the gas accumulated in the annulus, the well is again opened for work, the plunger, together with the liquid, rises to the mouth. When the plunger is at the wellhead, the well remains open, working until the gas flow rate begins to fall. Then the well closes, and the plunger returns to the bottom - the cycle repeats.
Также как и предлагаемое, устройство, приведенное в [1], применяется для повышения эффективности эксплуатации обводненных скважин.As proposed, the device described in [1] is used to increase the efficiency of operation of waterlogged wells.
Недостатком данного устройства является то, что оно может применяться только в скважинах, в которых установлено две лифтовые колонны.The disadvantage of this device is that it can only be used in wells in which two lift columns are installed.
Наиболее близким к предлагаемому, является устройство [2], включающее основную лифтовую колонну, центральную лифтовую колонну, нижнюю часть фонтанной арматуры, с коренной задвижкой, верхнюю часть фонтанной арматуры, с надкоренной задвижкой, а также устьевую обвязку с управляющим комплексом контроля и управления работой скважины.Closest to the proposed one is a device [2], including the main lift column, the central lift column, the lower part of the fountain valves, with a root valve, the upper part of the fountain valves, with a root valve, as well as a wellhead harness with a control complex for monitoring and controlling the operation of the well .
Недостатком данного устройства является высокая трудоемкость и высокая стоимость работ по переводу скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, а также большие временные затраты, связанные с длительным вводом скважины в эксплуатацию, что объясняется необходимостью в: глушении скважины, установке нижней части фонтанной арматуры, извлечении из скважины основной лифтовой колонны, извлечении из скважины подземного оборудования, расположенного между основной лифтовой колонной и обсадной колонной.The disadvantage of this device is the high complexity and high cost of translating wells, including flooded ones, to operate on two lift columns, as well as the large time costs associated with the long commissioning of the well, due to the need for: killing the well, installing the bottom parts of the fountain fittings, extraction of the main lift string from the well, extraction of underground equipment from the well located between the main lift string and the casing string.
Предлагаемое устройство предназначено для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам без глушения скважины.The proposed device is intended for the transfer of wells, including flooded, for operation in two lift columns without killing the well.
Техническим результатом предлагаемого устройства является снижение трудоемкости работ и снижение стоимости работ по переводу скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, а также снижение временных затрат, связанных с длительным вводом скважины в эксплуатацию, за счет исключения: глушения скважины при ее переводе на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, демонтажа нижней части фонтанной арматуры, извлечения из скважины основной лифтовой колонны и подземного оборудования, расположенного между основной лифтовой колонной и обсадной колонной.The technical result of the proposed device is to reduce the complexity of the work and reduce the cost of the transfer of wells, including waterlogged, to operate two lift columns, as well as reduce time costs associated with long commissioning of the well, due to the exception: killing the well when it putting into operation two elevator columns, dismantling the lower part of the fountain valves, removing the main elevator column and underground equipment located between the main iftovoy column and the casing.
Технический результат предлагаемого устройства для перевода скважин на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам достигается тем, что имеется спускоподъемное устройство и инжектор, в качестве центральной лифтовой колонны использована гибкая полимерная, в том числе армированная труба, имеется двухкамерный герметизатор, состоящий из верхней камеры с двумя гидравлическими полостями (открывающей и закрывающей) и нижней камеры с двумя гидравлическими полостями (открывающей и закрывающей), имеется превентор, на начало и конец центральной лифтовой колонны герметично установлены, соответственно, верхний и нижний наконечники, к нижнему наконечнику жестко и герметично присоединен управляемый клапан, установленный между объемами основной и центральной лифтовых колонн, имеется пробка, в пробке и в верхнем наконечнике выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения, имеется технологическая штанга, в технологической штанге и в пробке выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения, имеется радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны (с радиальными крепежными элементами).The technical result of the proposed device for translating wells into operation on two lift columns is achieved by the fact that there is a lifting device and an injector, a flexible polymer pipe, including a reinforced pipe, is used as a central lift column, there is a two-chamber sealant consisting of an upper chamber with two hydraulic cavities (opening and closing) and the lower chamber with two hydraulic cavities (opening and closing), there is a preventer, at the beginning and end of the central bodice of the commercial column, the upper and lower tips are hermetically mounted, respectively, the controlled valve installed between the volumes of the main and central lift columns is rigidly and hermetically connected to the lower tip, there is a plug, nodes of the hard detachable axial interconnection are made in the plug and in the upper tip, there is a technological rod, in the technological rod and in the tube, nodes of rigid detachable axial interfacing are made, there is a radial tube holder of the central elevator st columns (with radial fasteners).
На фиг.1 изображена структурная схема реконструируемой газовой или газоконденсатной скважины. На фиг.2 структурная схема газовой или газоконденсатной скважины, после ее перевода на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам. На фиг.3 изображена схема спуска центральной лифтовой колонны в скважину. На фиг.4 изображен укрупненный вид верхнего наконечника, пробки и технологической штанги, отсоединенной от пробки. На фиг.5 изображен укрупненный вид радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны. На фиг.6 изображен укрупненный вид нижнего наконечника с управляемым клапаном. На фиг.7 изображен укрупненный вид двухкамерного герметизатора.Figure 1 shows a structural diagram of a reconstructed gas or gas condensate well. Figure 2 is a structural diagram of a gas or gas condensate well, after its transfer to operation for two lift columns. Figure 3 shows a diagram of the descent of the Central elevator column into the well. Figure 4 shows an enlarged view of the upper tip, cork and the technological rod disconnected from the cork. Figure 5 shows an enlarged view of the radial tube holder of the Central elevator column. Figure 6 shows an enlarged view of the lower tip with a controlled valve. Figure 7 shows an enlarged view of a two-chamber sealant.
Предлагаемое устройство, предназначенное для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, содержит: основную лифтовую колонну 1 (фиг.2), центральную лифтовую колонну 2, нижнюю часть фонтанной арматуры 3, с коренной задвижкой 4, верхнюю часть фонтанной арматуры 5, с надкоренной задвижкой 6, а также устьевую обвязку 7 с управляющим комплексом контроля и управления работой скважины 8. Новым является то, что имеется спускоподъемное устройство 9 (фиг.3) и инжектор 10, в качестве центральной лифтовой колонны 2 использована гибкая полимерная, в том числе армированная труба, имеется двухкамерный герметизатор 11 (см. также фиг.7), состоящий из верхней камеры 12 (фиг.7) с двумя гидравлическими полостями (открывающей 13 и закрывающей 14) и нижней камеры 15 с двумя гидравлическими полостями (открывающей 16 и закрывающей 17), имеется превентор 18 (фиг.3), на начало и конец центральной лифтовой колонны 2 герметично установлены, соответственно, верхний 19 (фиг.4) и нижний 20 (фиг.3, см. также фиг.6) наконечники, к нижнему наконечнику 20 жестко и герметично присоединен управляемый клапан 21, установленный между объемами основной 1 и центральной лифтовых колонн 2, имеется пробка 22 (фиг.4), в пробке 22 и верхнем наконечнике 19 выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения 23, 24, имеется технологическая штанга 25, в технологической штанге 25 и пробке 22 выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения 26, 27, имеется радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны (с радиальными крепежными элементами) 28 (фиг.3).The proposed device is intended for the transfer of wells, including waterlogged, for operation in two elevator columns, contains: the main elevator column 1 (figure 2), the
Более детальное описание предлагаемого устройства приведено ниже. Устройство для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам состоит из части оборудования, входящего в состав реконструируемой скважины 29 (фиг.1) (обсадной колонны 30, концентрично установленной в нее основной лифтовой колонны 1, аксиально установленной на обсадную 30 и основную лифтовую колонну 1 нижней части фонтанной арматуры 3, устьевой обвязки 7), вновь вводимого оборудования (верхней часть фонтанной арматуры 5 (фиг.2), радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны 28 (фиг.3), верхнего 19 (фиг.4) и нижнего 20 наконечников (фиг.3, см. также фиг.6), управляемого клапана 21 (см. также фиг.6), управляющего комплекса контроля и управления работой скважины 8 (фиг.2), трубопроводов 31, 32, 33, прикрепленных к боковым отводам 34, 35, соответственно, верхней 5 и нижней 3 частей фонтанной арматуры и к запорной арматуре 36), а также оборудования, при помощи которого производится герметичный спуск центральной лифтовой колонны (комплекта спускоподъемного оборудования 37 (фиг.3) (спускоподъемного устройства 9, инжектора 10); комплекта противовыбросного оборудования 38 (двухкамерного герметизатора 11 (см. также фиг.7), превентора 18), пробки 22 (фиг.4), технологической штанги 25). Верхний наконечник 19 состоит из: концентрично расположенных цилиндрического корпуса 39 на наружной поверхности которого выполнены радиальные углубления 40 (например, конические), имеющие возможность сопряжения со штырями-ловителями (например, с конической присоединительной частью) 41 (фиг.5), установленными в корпусе радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны 28, и посадочная поверхность (например, коническая) 42 (фиг.4), имеющая возможность сопряжения с посадочной поверхностью (например, конической) 43 (фиг.5) радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны 28, и штуцера 44 (фиг.4) с узлом жесткого разъемного аксиального сопряжения (например, выполненным в виде внутренней резьбовой поверхности) 23, уплотнительных элементов (например, уплотнительных колец) 45, установленных в радиальных канавках на наружной поверхности штуцера 44. Между корпусом 39 и штуцером 44 жестко закреплена (например, опрессована) центральная лифтовая колонна 2. Цилиндрическая пробка 22 имеет с одного конца узел жесткого разъемного аксиального сопряжения (например, левую резьбу) 26 и узел жесткого разъемного аксиального сопряжения (например, выполненный в виде наружной резьбовой поверхности) 24 с другого конца, к которой присоединен (например, прикручен) узел жесткого разъемного аксиального сопряжения (например, выполненный в виде внутренней резьбовой поверхности) 23 верхнего наконечника 19. Технологическая штанга 25 состоит из: концентрично расположенных вала 46 с цилиндрической наружной поверхностью и корпуса 47 с внутренней цилиндрической поверхностью, с двух сторон которого сформированы центральные резьбовые отверстия, верхнего хвостовика 48 аксиально присоединенного к валу 46 с одной стороны (например, при помощи штифта 49), нижнего хвостовика 50 аксиально присоединенного к валу 46 с другой стороны (например, при помощи штифта 49), подшипниковых опор 51, радиально установленных (например, запрессованных) на хвостовики 48, 50, верхней торцевой крышки 52 со сквозным центральным отверстием и радиальными канавками на наружной поверхности, вкрученной в центральное резьбовое отверстие корпуса 47 со стороны верхнего хвостовика 48, нижней торцевой крышки 53 со сквозным центральным отверстием и радиальными канавками на наружной поверхности, вкрученной в центральное резьбовое отверстие корпуса 47 со стороны нижнего хвостовика 50, уплотнительных элементов (например, уплотнительных колец) 54, установленных в радиальных канавках на наружной поверхности торцевых крышек 52, 53. На нижнем хвостовике 50 сформирован узел жесткого разъемного аксиального сопряжения (например, левая резьба) 27, на верхнем хвостовике 48 сформирована присоединительная поверхность в виде квадрата. Нижний наконечник 20 (фиг.6, см. также фиг.3) состоит из: концентрично расположенных корпуса 55 и штуцера 56, на наружной поверхности которого сформирована аксиально расположенная присоединительная часть (например, выполненная в виде резьбы) 57, и уплотнительных элементов (например, уплотнительных колец) 58, установленных в радиальных канавках на наружной поверхности штуцера 56. Между корпусом 55 и штуцером 56 жестко закреплена (например, опрессована) центральная лифтовая колонна 2, Управляемый клапан 21 состоит из: неподвижного корпуса 59 со сквозным центральным отверстием (например, ступенчатым), радиальными отверстиями и сквозной радиальной выточкой 60, с двух сторон которого сформированы присоединительные поверхности (например, резьбовые отверстия) 61, 62, подвижного поршня 63 со сквозным каналом 64, образованным пересечением сквозного радиального отверстия и глухого центрального отверстия, установленного в центральное отверстие корпуса 59, уплотнительных элементов (например, уплотнительных колец) 65, установленных в радиальные канавки, сформированные на наружной поверхности поршня 63, фиксирующих элементов (например, установочных винтов) 66, установленных в радиальные отверстия корпуса 59, заглушки 67, соединенной (например, скрученной) с присоединительной поверхностью (например, резьбовым отверстием) 62 корпуса 59. К присоединительной поверхности (например, резьбовому отверстию) 61 корпуса 59 прикреплена (например, прикручена) присоединительная поверхность нижнего наконечника 20 (например, выполненная в виде наружной резьбы 57). Радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны 28 (фиг.5), установленный между коренной задвижкой 4 (фиг.3) и надкоренной задвижкой 6, состоит из: цилиндрического корпуса 68 (фиг.5) со сквозным ступенчатым центральным отверстием, с опорной поверхностью 43 (например, конической) и с радиально расположенными отверстиями, аксиально установленной на корпусе 68 цилиндрической головки 69 со сквозным центральным отверстием, установленного между корпусом 68 и головкой 69 центрирующего элемента (например, кольца) 70, крепежных элементов 71, соединяющих между собой корпус 68 и головку 69, штырей-ловителей (например, с конической присоединительной частью) 41, расположенных в радиальных отверстиях корпуса 68.A more detailed description of the proposed device is given below. A device for transferring wells, including waterlogged, to operation for two elevator columns consists of a part of the equipment included in the reconstructed well 29 (Fig. 1) (
Устройство для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам используется следующим образом. На центральную лифтовую колонну 2 (фиг.4) герметично устанавливают (например, опрессовывают) верхний наконечник 19, а с другой стороны нижний наконечник 20 (фиг.3, см. также фиг.6). К верхнему наконечнику 19 (фиг.4) герметично присоединяют (например, прикручивают) пробку 22, а к нижнему наконечнику 20 (фиг.3, см. также фиг.6) герметично присоединяют (например, прикручивают) управляемый клапан 21 (см. также фиг.6), тем самым пробка 22 (фиг.4) и управляемый клапан 21 (фиг.3, см. также фиг.6) заглушают центральную лифтовую колонну 2 (см. также фиг.4) с двух сторон. Затем центральную лифтовую колонну 2 (фиг.3), заглушенную с двух сторон монтируют в спускоподъемное устройство 9 (например, наматывают на барабан), после этого перекрывают коренную задвижку 4, входящую в состав нижней недемонтированной части фонтанной арматуры 3, на коренную задвижку 4 устанавливают радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны (с радиальными крепежными элементами) 28, на который монтируют надкоренную задвижку 6. На надкоренную задвижку 6 устанавливают превентор 18, на который монтируют двухкамерный герметизатор 11, состоящий из верхней камеры 12 (фиг.7) с двумя гидравлическими полостями (открывающей 13 и закрывающей 14) и нижней камеры 15 с двумя гидравлическими полостями (открывающей 16 и закрывающей 17), затем к верхнему торцу герметизатора 11 (фиг.3) присоединяют инжектор 10 и устанавливают в непосредственной близости от скважины (порядка 10 метров) спускоподъемное устройство 9, со смонтированной в нем центральной лифтовой колонной 2. После этого заводят центральную лифтовую колонну 2 в инжектор 10, с помощью которого в дальнейшем осуществляют перемещение центральной лифтовой колонны 2 и в двухкамерный герметизатор 11 и подают давление в его закрывающие гидравлические полости 14, 17 (фиг.7), тем самым сжимая уплотнительную манжету 72 верхней камеры 12 и уплотнительную манжету 73 нижней камеры 15 двухкамерного герметизатора 11 и герметизируя центральную лифтовую колонну 2. Затем опускают центральную лифтовую колонну 2 (фиг.3) до уровня коренной задвижки 4, открывают коренную задвижку 4, производят спуск центральной лифтовой колонны 2 в основную лифтовую колонну 1 скважины 29 до того положения, когда верхний наконечник 19 (фиг.4) с пробкой 22 окажется на уровне верхнего торца инжектора 10 (фиг.3). После этого присоединяют (например, прикручивают) к пробке 22 (фиг.4) технологическую штангу 25, подают давление в открывающую гидравлическую полость 13 (фиг.7) верхней камеры 12 двухкамерного герметизатора 11, в результате чего разжимают уплотнительную манжету 72 верхней камеры 12 двухкамерного герметизатора 11, опускают центральную лифтовую колонну 2 (фиг.4) с верхним наконечником 19, пробкой 22 и технологической штангой 25 до того положения, когда пробка 22 окажется ниже уплотнительной манжеты 72 (фиг.7) верхней камеры 12 двухкамерного герметизатора 11. Затем подают давление в закрывающую гидравлическую полость 14 верхней камеры 12 двухкамерного герметизатора 11, тем самым герметизируя технологическую штангу 25 (фиг.4), затем подают давление в открывающую гидравлическую полость 16 (фиг.7) нижней камеры 15 двухкамерного герметизатора 11, в результате чего разжимают уплотнительную манжету 73 нижней камеры 15 двухкамерного герметизатора 11, после чего центральную лифтовую колонну 2 (фиг.4) с верхним наконечником 19, пробкой 22 и технологической штангой 25 опускают до положения, когда пробка 22 окажется ниже уплотнительной манжеты 73 (фиг.7) нижней камеры 15 двухкамерного герметизатора 11, после этого подают давление в закрывающую гидравлическую полость 17 нижней камеры 15 двухкамерного герметизатора 11, тем самым герметизируя технологическую штангу 25 (фиг.4). Ступенчатое пропускание верхнего наконечника 19 с пробкой 22 и технологической штангой 25 через двухкамерный герметизатор 11 (фиг.3) связано с утолщением верхнего наконечника 19 (фиг.4) в месте присоединения пробки 22. Затем опускают центральную лифтовую колонну 2 (фиг.3) через превентор 18 и надкоренную задвижку 6 до совпадения посадочной поверхности (например, конической) 42 (фиг.5) верхнего наконечника 19 и посадочной поверхности (например, конической) 43 радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны 28. После этого фиксируют верхний наконечник 19 центральной лифтовой колонны 2 в радиальном трубодержателе центральной лифтовой колонны 28 с помощью радиальных крепежных элементов (например, при помощи установки штырей-ловителей 41 в радиальные углубления 40, выполненные на верхнем наконечнике 19). Затем извлекают из верхнего наконечника 19 пробку 22 при помощи технологической штанги 25 и поднимают пробку 22 с технологической штангой 25 выше уровня надкоренной задвижки 6 (фиг.3). Затем закрывают надкоренную задвижку 6, подают давление в открывающие гидравлические полости 13, 16 (фиг.7) двухкамерного герметизатора 11, в результате чего разжимают уплотнительную манжету 72 верхней камеры 12 и уплотнительную манжету 73 нижней камеры 15 двухкамерного герметизатора 11. После этого окончательно извлекают наружу технологическую штангу 25 (фиг.4) с пробкой 22 и демонтируют противовыбросное оборудование 38 (фиг.3) (превентор 18, двухкамерный герметизатор 11) и спускоподъемное оборудование 37 (инжектор 10 и спускоподъемное устройство 9). Затем на надкоренную задвижку 6 монтируют верхнюю часть фонтанной арматуры 5 (фиг.2). Присоединяют к существующей устьевой обвязке 7 скважины 29 управляющий комплекс контроля и управления работой скважины 8, при помощи трубопроводов 31, 32, 33. После этого открывают надкоренную задвижку 5 (фиг.3) и оказывают внешнее воздействие на управляемый клапан 21 (фиг.6), присоединенный к нижнему наконечнику 20 (например, подают давление в сквозной канал 64 поршня 63), в результате чего срезают фиксирующие элементы 66, поршень 63 смещается вниз, сквозной канал 64 поршня 63 и сквозная выточка 60 корпуса 59 сообщаются между собой, в результате чего соединяют объемы основной 1 (фиг.2) и центральной 2 лифтовых колонн. Затем проводят газодинамические исследования скважины 29. После этого производят пуск скважины 29 в шлейф по двум лифтовым колоннам (основной 1 и центральной 2).A device for translating wells, including waterlogged, for operation on two lift columns is used as follows. The
Предлагаемое устройство позволяет производить спуск центральной лифтовой колоны без извлечения из скважины основной лифтовой колонны, подземного оборудования, расположенного между объемами основной лифтовой колонны и обсадной колонны, и без глушения скважины. Это достигается благодаря тому, что предлагаемое устройство содержит два наконечника (верхний и нижний), установленных на центральную лифтовую колонну с двух сторон, к которым присоединены, соответственно, пробка и управляемый клапан, заглушающие центральную лифтовую колонну во время ее спуска, комплект спускоподъемного (спускоподъемное устройство, инжектор) и противовыбросного (двухкамерный герметизатор, превентор) оборудования, трубодержатель центральной лифтовой колонны с радиальными крепежными элементами, предназначенный для закрепления центральной лифтовой колонны, при сохранении герметичности устья скважины, технологической штанги, предназначенной для извлечения пробки. Включение в предлагаемое устройство радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны позволяет производить спуск центральной лифтовой колонны без демонтажа нижней части фонтанной арматуры, при условии ее исправности.The proposed device allows the descent of the Central elevator column without removing from the well the main elevator string, underground equipment located between the volumes of the main elevator string and casing, and without killing the well. This is achieved due to the fact that the proposed device contains two tips (upper and lower) mounted on the central elevator column from two sides, to which are connected, respectively, a plug and a controlled valve that plug the central elevator column during its descent, a set of hoisting (hoisting) device, injector) and blowout preventer (two-chamber sealant, preventer) equipment, pipe holder of the central lift column with radial fasteners, designed for repleniya central tubing, while maintaining tightness wellhead technological rod designed to eject the plug. The inclusion in the proposed device of the radial tube holder of the central elevator column allows the descent of the central elevator column without dismantling the lower part of the fountain reinforcement, provided it is in good condition.
ЛитератураLiterature
1. Джеймс Ли, Генри В. Никенс, Майкл Уэллс Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / перевод с английского. - М.: ООО "Премиум Инжиниринг", 2008. - 384 с, ил. (стр.109-110, рис.7.1)1. James Lee, Henry W. Nickens, Michael Wells Exploitation of waterlogged gas wells. Technological solutions for removing fluid from wells / translation from English. - M.: Premium Engineering LLC, 2008. - 384 s, ill. (p. 109-110, fig. 7.1)
2. Р Газпром 2-3.3-556-2011: Технические требования к внутрискважинному оборудованию, фонтанной арматуре и обвязке устья для эксплуатации скважин сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам - М.: ОАО «Газпром», 2011 (стр.3-6, рис.1).2. R Gazprom 2-3.3-556-2011: Technical requirements for downhole equipment, fountain fittings and wellhead piping for operating wells of the Cenomanian deposits of the Nadym-Pur-Taz region in concentric lift columns - M .: Gazprom, 2011 (p. .3-6, Fig. 1).
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013101895/03U RU128896U1 (en) | 2013-01-15 | 2013-01-15 | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013101895/03U RU128896U1 (en) | 2013-01-15 | 2013-01-15 | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU128896U1 true RU128896U1 (en) | 2013-06-10 |
Family
ID=48786729
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013101895/03U RU128896U1 (en) | 2013-01-15 | 2013-01-15 | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU128896U1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2558354C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственное объединение "Нефтегаздеталь" (ООО НПО "Нефтегаздеталь) | Device for suspension of steel and polymer pipe and method of its use |
RU2601078C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-10-27 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of suspending steel polymer flexible flush-joint pipe in well |
RU196952U1 (en) * | 2019-12-26 | 2020-03-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | CENTRAL LIFT COLUMN PIPE HOLDER |
RU211353U1 (en) * | 2022-04-08 | 2022-06-01 | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственный комплекс "Нефтегаздеталь" | Pipe holder of the central lifting column |
-
2013
- 2013-01-15 RU RU2013101895/03U patent/RU128896U1/en active
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2558354C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственное объединение "Нефтегаздеталь" (ООО НПО "Нефтегаздеталь) | Device for suspension of steel and polymer pipe and method of its use |
RU2601078C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-10-27 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of suspending steel polymer flexible flush-joint pipe in well |
RU196952U1 (en) * | 2019-12-26 | 2020-03-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | CENTRAL LIFT COLUMN PIPE HOLDER |
RU211353U1 (en) * | 2022-04-08 | 2022-06-01 | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственный комплекс "Нефтегаздеталь" | Pipe holder of the central lifting column |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109296349B (en) | Piston type delay opening toe end sliding sleeve | |
CN206693997U (en) | A kind of oil field is every excavating technology tubing string | |
CN101929318B (en) | Stage cementing device | |
RU2534690C1 (en) | Universal wellhead packer | |
CN109296348B (en) | Toe end sliding sleeve capable of being opened in time delay mode | |
CN105804680A (en) | Under-pressure well repairing working device and method of oil-gas field | |
RU164723U1 (en) | PACKER DRILLED | |
CN103573214B (en) | A kind of Operating Pressure circulation bottom valve | |
RU128896U1 (en) | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS | |
RU164722U1 (en) | PACKER DRILLING WITH A LANDING TOOL, DOWN ON THE CABLE | |
CN106761577A (en) | A kind of oil field is every excavating technology tubing string | |
CN106223888B (en) | Sealing liquid rope coring drill | |
CN209100004U (en) | A kind of sucker rod annular blowout preventer | |
RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
RU2560035C1 (en) | Bypass valve | |
RU92460U1 (en) | DEVICE FOR SEALING THE INTER-TUBE SPACE PAKER BIK-700 | |
RU164825U1 (en) | DEAF DRILLED PACKER | |
RU126362U1 (en) | PACKER FOR SELECTIVE OVERLAPPING OF THE INNER CAVITY OF A PIPE OR CASE COLUMN | |
RU2523270C1 (en) | Well conversion method, including flooded wells, for operation with two production strings and device for its implementation | |
CN110847846B (en) | Packer for oil field exploitation | |
RU161380U1 (en) | BYPASS VALVE | |
CN109306854A (en) | Gradually deblocking packer and separate layer water injection string | |
RU142771U1 (en) | PACKER | |
CN207583343U (en) | The safe blowout hookup of oil field well oil pipe Operating Pressure | |
RU72715U1 (en) | DEVICE FOR CEMENTING A TAIL IN A WELL |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB1K | Licence on use of utility model |
Free format text: LICENCE Effective date: 20140701 |