RU2021492C1 - Оборудование для эксплуатации фонтанирующих скважин - Google Patents
Оборудование для эксплуатации фонтанирующих скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2021492C1 RU2021492C1 SU4955079A RU2021492C1 RU 2021492 C1 RU2021492 C1 RU 2021492C1 SU 4955079 A SU4955079 A SU 4955079A RU 2021492 C1 RU2021492 C1 RU 2021492C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- column
- valve
- equipment
- pressure
- piston
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации фонтанирующих нефтяных и газовых скважин. Целью изобретения является упрощение конструкции, уменьшение металлоемкости и повышения надежности работы оборудования. Сущность: на ствол нижнего пакера свободно установлены верхний и нижний патрубки. Внутри них размещены соответственно верхний и нижний поршни, одинаковые по площади, взаимодействующие с колонной труб и жестко соединенные между собой подвижной втулкой. На ней установлен набор эластичных манжет пакера. Верхний поршень, воспринимая давление от системы управления, постоянно поддерживает клапан-отсекатель в открытом положении, а набор эластичных мажет - в свободном состоянии. При этом нижний поршень постоянно находится под воздействием пластового давления через отверстие в колонне и обеспечивает сжатие набора эластичных манжет и закрытие клапана-отсекателя только при отсутствии давления в системе управления. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и применяется в нефтяных и газовых скважинах, эксплуатируемых фонтанным способом.
Известно оборудование для эксплуатации фонтанных скважин, включающее колонну подъемных труб с пакером на нижнем конце, установленный в верхней части колонны подъемных труб ниппель с клапаном-отсекателем, трубкой системы управления и узлом фиксации и скважинное оборудование, расположенное между клапаном-отсекателем и пакером.
Введением в состав этого комплекса дополнительного пакера достигнуто закрытие затрубной зоны скважин при закрытии прохода колонны подъемных труб управляемым клапаном-отсекателем в аварийных и пожароопасных ситуациях.
Однако конструкция дополнительного пакера здесь слишком сложна и его работа в основном зависит от усилия тарельчатых пружин, изготовление которых на необходимое усилие при ограниченном размере скважин в большинстве случаев невозможно. Кроме того, эта пружина на весь период эксплуатации скважин остается в скважине в сжатом состоянии и за счет остаточной деформации изменяется ее техническая характеристика, вследствие чего надежность оборудования в целом теряется.
Целью изобретения является повышение надежности работы оборудования при одновременном снижении и упрощении конструкции.
Для этого оборудование для эксплуатации фонтанирующих скважин, содержащее колонну подъемных труб с верхним и нижним пакерами, установленный в верхней части колонны подъемных труб ниппель с клапаном-отсекателем, трубкой управления, связанной с системой управления и узлом фиксации, снабжено верхним и нижним патрубками, установленными на колонне подъемных труб между узлом фиксации ниппеля и нижним пакером, размещенными в патрубках с возможностью взаимодействия с колонной труб соответственно верхним и нижним кольцевыми поршнями одного диаметра и подвижной втулкой, размещенной концентрично между патрубками и колонной подъемных труб и связывающей поршни между собой, причем колонна труб на уровне размещения нижнего патрубка под его поршнем выполнена с радиальным отверстием, а патрубки с поршнями и колонной образуют камеры, одна из которых над верхним поршнем связана гидравлически с системой управления, а другая под нижним поршнем - с полостью колонны подъемных труб.
На фиг. 1 приведено предлагаемое оборудование в процессе эксплуатации скважины; на фиг. 2 - то же, в аварийных и пожароопасных ситуациях или в момент принудительной остановки эксплуатации скважины.
Оборудование для эксплуатации фонтанных скважин содержит колонну подъемных труб 1, на которых установлен нижний пакер 2, и верхний пакер 3, над которым на колонне подъемных труб размещено скважинное оборудование различного назначения для проведения технологических и профилактических работ. Далее над верхним пакером 3, от устья на глубине до 200 м на колонне подъемных труб установлен ниппель 4 с клапаном-отсекателем 5, связанный через трубку управления 6 с размещенной на поверхности земли системой управления 7. Под ниппелем 4 на колонне подъемных труб установлен узел фиксации 8 и набор эластичных манжет 9 верхнего пакера. Ниппель 4 служит для установки в нем клапана-отсекателя 5 с замком 10. Узел фиксации 8 служит для предотвращения проскальзывания скважинного оборудования наверх в процессе эксплуатации и в аварийных ситуациях, когда клапан-отсекатель 5 закрывается, эластичные манжеты 9 сжимаются до предела (см.фиг.2) под действием пластового давления Рn в трубном пространстве скважины, действующего снизу на нижний поршень 11. Причем это давление при разгерметизации какого-нибудь из узлов скважинного оборудования, размещенного между ниппелем 4 клапана-отсекателя 5 и нижним пакером 2, одновременно действует и в затрубной зоне скважины.
Верхний пакер 3 снабжен верхним патрубком 13 и нижним патрубком 14, которые с колонной труб образуют соответственно камеры "б" и "в", первая из которых связана с пультом управления 7, а вторая - с полостью колонны подъемных труб через радиальное отверстие "а".
На фиг. 1 и 2 имеются следующие обозначения:
Ру - величина давления в трубке управления 6 и над верхним поршнем 12;
Х - ход поршней 11 и 12, соединенных подвижной втулкой 15;
Рn - величина пластового давления под нижним поршнем 11;
Х1 - ход, необходимый для сжатия и повторного освобождения набора эластичных манжет 9.
Ру - величина давления в трубке управления 6 и над верхним поршнем 12;
Х - ход поршней 11 и 12, соединенных подвижной втулкой 15;
Рn - величина пластового давления под нижним поршнем 11;
Х1 - ход, необходимый для сжатия и повторного освобождения набора эластичных манжет 9.
Работа оборудования для фонтанных скважин осуществляется следующим образом.
После спуска оборудования в скважину, обвязки устья, посадки и опрессовки нижнего пакера 2, освоения и ввода в эксплуатацию скважин в ниппеле 4 устанавливается управляемый клапан-отсекатель 5 и при помощи системы управления 7 в трубке управления 6, создается давление Рy, больше пластового давления Рn. Это давление поддерживает управляемый клапан-отсекатель 5 в открытом состоянии, а набор эластичных манжет 9 в свободном состоянии и скважина переводятся на автоматический режим эксплуатации. В аварийных и пожароопасных ситуациях из трубки управления 6 и камеры "б" давление мгновенно стравливается в емкости системы управления 7, что приводит к закрытию запорного элемента клапана-отсекателя 5 (см.фиг.2). При этом давление под запорным элементом клапана-отсекателя 5 возрастает до величины давления Рn, которое соответствует статическому пластовому давлению на глубине установки клапана-отсекателя 5. Под действием этого давления в камере "в" нижний поршень 11 двигается наверх и сжимает набор эластичных манжет 9 до контакта с обсадной колонной (см. фиг. 2). Тем самым проход колонны подъемных труб 1 герметично закрывается клапаном-отсекателем 5, а проход обсадной колонны - набором эластичных манжет 9, верхнего пакера 3 в независимости от состояния функционирования нижнего пакера 2. После устранения неполадок (утечек) наземного оборудования (фонтанной арматуры, трубной головки, утечек в затрубном выкиде фонтанной арматуры и др.) для повторного ввода в эксплуатацию скважин достаточно создать и поддерживать в камере "б" давление, равное Ру, большим, чем Рn в камере "в", что приводит к открытию запорного элемента клапана-отсекателя 5 и освобождению набора эластичных манжет 9 верхнего пакера. В случае необходимости извлечения подземного оборудования на поверхность, например, при выходе из строя одного из скважинных узлов, находящихся ниже набора эластичных манжет 9, при помощи инструментов тросовой техники клапан-отсекатель 5 извлекается на поверхность, открывается один из циркуляционных клапанов, расположенных ниже верхнего пакера 3, после чего в ниппель 4 устанавливается предохранитель и через трубку 6 в камере "б" создается и поддерживается давление, большее Рn в камере "в", и путем прямой или обратной циркуляции производится глушение скважины. Поскольку в затрубном и трубном пространствах скважины давления выравниваются, после стравливания давления Ру из камеры "б" через трубки управления 6 набор эластичных манжет 9 остается в свободном состоянии и все скважинное оборудование легко поднимается натяжением колонны подъемных труб 1. В случае разгерметизации скважинной части трубки 6 и невозможности обеспечения свободного состояния набора эластичных манжет 9 после их сжатия необходимо извлечь клапан-отсекатель 5, открыть один из циркуляционных клапанов, после чего в затрубной зоне скважины выше набора эластичных манжет 9 создается давление, равное или большее давления Pn в камере "в" и в таком состоянии производится глушение. В таких случаях глушение скважин можно производить также постепенной закачкой раствора прямо в пласт через клапан-отсекатель 5, поскольку он имеет запорный орган в виде хлопушки, которая в направлении пласта пропускает закачиваемую жидкость, а из пласта не пропускает.
Таким образом, создание скважинного оборудования для эксплуатации фонтанных скважин дает возможность герметичного закрытия прохода скважин в целом, а именно прохода колонны подъемных труб 1 управляемым клапаном-отсекателем 5, в прохода эксплуатационной (обсадной) колонны набором эластичных манжет 9 верхнего пакера в аварийных и пожароопасных ситуациях, а также принудительного, когда оно требуется.
Создание предлагаемого оборудования позволяет обеспечить повышенную безопасность эксплуатации фонтанирующих нефтяных и газовых скважин, особенно тех, в продукции которых содержатся агрессивные компоненты Н2S и CO2 (cкважины месторождений Западного Казахстана (Тенгиз, Жанажол), Астрахань, а также скважины континентального щельфа), и способствовать решению экологических вопросов в этих местностях.
Claims (1)
- ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАНИРУЮЩИХ СКВАЖИН, содержащее колонну подъемных труб с верхним и нижним пакерами, установленный в верхней части колонны подъемных труб ниппель с клапаном - отсекателем, трубкой управления, связанной с системой управления и узлом фиксации, отличающееся тем, что, с целью повышения надежности работы оборудования при одновременном снижении металлоемкости и упрощении конструкции, оно снабжено верхним и нижним патрубками, установленными на колонне подъемных труб между узлом фиксации ниппеля и нижним пакером, размещенными в патрубках с возможностью взаимодействия с колонной труб соответственно верхним и нижним кольцевыми поршнями одного диаметра и подвижной втулкой, размещенной концентрично между патрубками и колонной подъемных труб и связывающей поршни между собой, причем колонна труб на уровне размещения нижнего патрубка под его поршнем выполнена с радиальным отверстием, а патрубки с поршнями и колонной образуют камеры, одна из которых над верхним поршнем связана гидравлически с системой управления, а другая - под нижним поршнем - с полостью колонны подъемных труб.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4955079 RU2021492C1 (ru) | 1991-05-31 | 1991-05-31 | Оборудование для эксплуатации фонтанирующих скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4955079 RU2021492C1 (ru) | 1991-05-31 | 1991-05-31 | Оборудование для эксплуатации фонтанирующих скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2021492C1 true RU2021492C1 (ru) | 1994-10-15 |
Family
ID=21584263
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4955079 RU2021492C1 (ru) | 1991-05-31 | 1991-05-31 | Оборудование для эксплуатации фонтанирующих скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2021492C1 (ru) |
-
1991
- 1991-05-31 RU SU4955079 patent/RU2021492C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 1710703, кл. E 21B 43/00, 1989. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU594231B2 (en) | Downhole tool apparatus | |
US7681652B2 (en) | Packer setting device for high-hydrostatic applications | |
EP0477452B1 (en) | Downhole force generator | |
US4519456A (en) | Continuous flow perforation washing tool and method | |
US4436151A (en) | Apparatus for well cementing through a tubular member | |
US3882935A (en) | Subsurface safety valve with auxiliary control fluid passage openable in response to an increase in control fluid pressure | |
US8453746B2 (en) | Well tools with actuators utilizing swellable materials | |
US4448254A (en) | Tester valve with silicone liquid spring | |
US6109357A (en) | Control line actuation of multiple downhole components | |
US3814181A (en) | Ambient pressure responsive safety valve | |
US4476933A (en) | Lubricator valve apparatus | |
US5769162A (en) | Dual bore annulus access valve | |
US3826309A (en) | Well safety valve | |
US6148920A (en) | Equalizing subsurface safety valve with injection system | |
US4834176A (en) | Well valve | |
US3333639A (en) | Parallel string installation for single-zone production | |
US3630640A (en) | Method and apparatus for gas-lift operations in oil wells | |
US11041365B2 (en) | Annular controlled safety valve system and method | |
RU2021492C1 (ru) | Оборудование для эксплуатации фонтанирующих скважин | |
US4826356A (en) | Pressure actuated flow control valve | |
US3804167A (en) | Automatic shut-in of down hole well production | |
US20040099419A1 (en) | Downhole safety valve for central circulation completion system | |
SU1710703A1 (ru) | Оборудование дл эксплуатации фонтанирующих скважин | |
US3405647A (en) | Flow valves | |
US5957206A (en) | Plug for operating a downhole device using tubing pressure |