RU2366797C1 - Способ опрессовки устьевой арматуры на скважине - Google Patents
Способ опрессовки устьевой арматуры на скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2366797C1 RU2366797C1 RU2008142183/03A RU2008142183A RU2366797C1 RU 2366797 C1 RU2366797 C1 RU 2366797C1 RU 2008142183/03 A RU2008142183/03 A RU 2008142183/03A RU 2008142183 A RU2008142183 A RU 2008142183A RU 2366797 C1 RU2366797 C1 RU 2366797C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- wellhead
- pressure
- support pipe
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу опрессовки устьевой арматуры на скважине. Включает спуск пакера с приводом на опорной трубе со скоростью не более 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с. Позволяет повысить достоверность определения герметичности устьевой арматуры при опрессовке. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке устьевой арматуры на скважине.
Известен способ опрессовки фонтанной "елки" устьевого оборудования эксплуатационной скважины. Устанавливают пакер в канале головки насосно-компрессорной трубы без глушения скважины с применением устройства для опрессовки, которое состоит из корпуса с гайкой, винта со штоком, пакера, подсоединенного к штоку винта, штанги, подсоединенной к пакеру, поддона и штурвала. Осевое перемещение пакера по каналам стволовых задвижек фонтанной "елки" осуществляют вращением гайки корпуса штурвалом устройства и герметизацию канала головки насосно-компрессорной трубы, размещенной в адаптере трубной головки, производят осевым сжатием тела уплотнительного элемента пакера, осуществляемым вращением винта пакера, при этом винт пакера снабжен прямоугольным выступом для передачи крутящего момента при вращении штанги, размещенной внутри винта со штоком и охватывающей прямоугольный выступ винта пакера, а контроль за положением пакера при его осевом перемещении по каналам стволовых задвижек осуществляют с помощью указателя положения пакера, устанавливаемого на торец гайки, закрепленной на торце винта со штоком. Прием опрессовочной жидкости и передачу ее через отверстия корпуса в каналы задвижек фонтанной елки осуществляют через поддон, охватывающий корпус устройства и размещенный ниже входных отверстий (Патент РФ № 2236552, опубл. 2004.09.20).
Известный способ не описывает режимов опрессовки с применением описанного оборудования.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является пакер устьевой, предназначенный для проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросовым оборудованием. В пакере устьевом, состоящем из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины. Манжеты разделены шайбой со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет. Шайба имеет каналы подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю. Для ограничения степени сжатия манжет упорами-стабилизаторами служит распорная втулка. Верхний упор-стабилизатор имеет каналы подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты. Хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик, в кольцевой проточке корпуса. Способ опрессовки устьевой арматуры выполняют следующим образом. Пакер спускают на бурильных трубах. Создают давление в затрубном пространстве. Пакер герметизирует зону опрессовки. После прекращения подачи опрессовочной жидкости манжеты принимают первоначальную форму (Патент РФ № 2152506, опубл. 2000.07.10 - прототип).
Известный способ не описывает условий проведения опрессовки, однако режимы опрессовки являются определяющими при вынесении заключения о герметичности устьевой арматуры.
В предложенном способе решается задача обеспечения достоверности опрессовки устьевой арматуры на скважине.
Задача решается тем, что в способе опрессовки устьевой арматуры на скважине, включающем спуск пакера с приводом на опорной трубе в скважину, постановку пакера и создание давления, согласно изобретению спуск пакера с приводом на опорной трубе проводят со скоростью не более 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.
Признаками изобретения являются:
1. спуск пакера с приводом на опорной трубе в скважину;
2. постановку пакера;
3. создание давления;
4. спуск пакера с приводом на опорной трубе со скоростью не более 1 м/с;
5. заполнение скважины выше пакера жидкостью;
6. герметизация на устье скважины опорной трубы;
7. создание внутри устьевой арматуры давления испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с;
8. проведение технологической выдержки не менее 30 минут;
9. оценка изменения давления;
10. заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры;
11. сброс давления в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с;
12. распакеровка пакера;
13. слив жидкости над пакером в скважину;
14. удаление пакера с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-14 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Устьевая арматура после монтажа на скважине должна быть опрессована на максимальное рабочее давление в эксплуатационной колонне. Существующие технические решения по опрессовке устьевой арматуры решают вопрос только с точки зрения оборудования без описания режимов опрессовки. Однако режимы опрессовки являются определяющими при вынесении заключения о герметичности устьевой арматуры, т.е. достоверности опрессовки. В предложенном способе решается задача обеспечения достоверности опрессовки устьевой арматуры на скважине. Задача решается следующим образом.
При работах по опрессовке устьевой арматуры проводят спуск пакера с приводом на опорной трубе со скоростью не более 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.
Указанные конкретные цифровые значения подобраны экспериментально как наилучшие для решения поставленной задачи. При этом отсутствуют сбои и обеспечивается наибольшая достоверность опрессовки устьевой арматуры.
При проведении конкретных работ на обсадной колонне монтируют устьевую арматуру, например превентор, задвижки, манометры, обвязку из труб и т.п. В скважину опускают устройство для опрессовки устьевой арматуры, представленное на фиг.1 и 2.
На фиг.1 показано устройство для опрессовки устьевой арматуры на скважине, условно состоящее из устройства для пакеровки и устройства для опрессовки.
Устройство для пакеровки состоит из опорной трубы 1, имеющей сквозной паз 2. На опорную трубу 1 надета опорная тарелка 3, резиновые манжеты 4 и 5, шайба 6, зажимная тарелка 7 и толкатель 8 (см. сечение А-А на фиг.2), проходящий через паз 2 и центрирующийся в зажимной тарелке 7. Опорная труба 1 заглушена заглушкой 9, которая также служит опорой для опорной тарелки 3. В верхней части опорной трубы 1 имеется отверстие 10 для удаления остаточного воздуха в арматуре. С верху толкателя 8 в опорной трубе 1 установлен шток 11, служащий каналом передачи усилия от болта 12 толкателю 8. Гайка 13 соединена с опорной трубой 1 планшайбой 14, испытываемой устьевой арматуры.
Для опрессовки используют пакерующее устройство 15, колонную головку 16 с планшайбой 14, колонный патрубок 17, соединенный с одной стороны с колонной головкой 16 муфтой 18, а с другой стороны, с обсадной колонной скважины 19 муфтой 20. Патрубки 21 колонной головки 16 подсоединены к нагнетательной линии насосного агрегата (не показан).
Пакерующее устройство 15, навинченное на планшайбу 14, опускают со скоростью не более 1 м/с через колонную головку 16 и колонный патрубок 17 в обсадную колонну 19 так, чтобы резиновые манжеты 4 и 5 находились ниже соединения обсадной колонны 19 с колонным патрубком 17, а планшайба 14 упиралась на верхнюю плоскость колонной головки 16. После чего планшайбу 14 закрепляют на колонной головке 16 при помощи шпилек 22. Шпильки 22 не затягивают. После этого затягивают болт 12 с крутящим моментом 200 Н·м по часовой стрелке. Возникшее осевое усилие через шток 11, толкатель 8 и зажимную тарелку 7 прижимает резиновые манжеты 5 и 4 к опорной тарелке 3. Манжеты 5 и 4, в свою очередь, упруго деформируясь, прижимаются к стенке обсадной колонны 20, изолируя нижнюю часть обсадной колонны 19. Отсеченную полость выше манжет 4 и 5 через нагнетательную линию заполняют технологической жидкостью и, после чего, шпильками 22 притягивают планшайбу 14 к колонной головке 16. Таким образом исключается воздушная подушка внутри камеры во время заполнения жидкостью, тем самым, создавая закрытую камеру внутри колонного патрубка 17 и колонной головки 16. Через нагнетательную линию насосного агрегата создают требуемое опрессовочное давление. Скорость подъема давления составляет 0,3-0,5 МПа/с. Проводят технологическую выдержку не менее 30 минут. Оценивают изменение давления. Устьевое оборудование считается герметичным, если падение давления не превысило 5%. Делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры. Сбрасывают давление со скоростью не более 1 МПа/с по нагнетательной линии. Распакеровывают пакерующее устройство путем поворота болта 12 против часовой стрелки, сливают технологическую жидкость в обсадную колонну 19, отворачивают шпильки 22 и извлекают пакерующее устройство 15 вместе с планшайбой 14 из скважины со скоростью не более 1 м/с.
В результате удается определить со 100%-ной достоверностью герметичность устьевой арматуры на скважине.
Пример конкретного выполнения
Выполняют опрессовку устьевой арматуры на нефтедобывающей скважине. Скважина имеет обсадную колонну диаметром 146 мм. На скважине монтируют устройство для опрессовки превентора согласно фиг.1 и 2.
Производят спуск пакерующего устройства 15 с приводом на опорной трубе 1 со скоростью 0,9 м/с. Скважину выше манжет 4 и 5 заполняют водой, герметизируют на устье скважины опорную трубу 1, внутри устьевой арматуры через патрубки 21 создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,4 МПа/с, проводят технологическую выдержку в течение 30 минут, определяют, что давление не изменилось, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью 0,9 МПа/с, распакеровывают пакерующее устройство 15, сливают воду над пакером в обсадную колонну 19, удаляют пакерующее устройство 15 с приводом и опорной трубой 1 из скважины со скоростью не более 0,9 м/с.
В результате удается определить с полной достоверностью герметичность устьевой арматуры на скважине.
Применение предложенного способа позволит повысить достоверность определения герметичности устьевой арматуры при опрессовке.
Claims (1)
- Способ опрессовки устьевой арматуры на скважине, включающий спуск пакера с приводом на опорной трубе в скважину, постановку пакера и создание давления, отличающийся тем, что спуск пакера с приводом на опорной трубе проводят со скоростью не более 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 мин, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008142183/03A RU2366797C1 (ru) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Способ опрессовки устьевой арматуры на скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008142183/03A RU2366797C1 (ru) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Способ опрессовки устьевой арматуры на скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2366797C1 true RU2366797C1 (ru) | 2009-09-10 |
Family
ID=41166605
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008142183/03A RU2366797C1 (ru) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Способ опрессовки устьевой арматуры на скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2366797C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534690C1 (ru) * | 2013-09-23 | 2014-12-10 | Ильдар Анварович Хасаншин | Пакер устьевой-универсальный |
| RU2679004C1 (ru) * | 2018-03-27 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для опрессовки превентора в скважине |
| RU2680618C1 (ru) * | 2018-04-27 | 2019-02-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для опрессовки превентора на скважине |
| RU2761909C1 (ru) * | 2021-01-11 | 2021-12-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины |
-
2008
- 2008-10-24 RU RU2008142183/03A patent/RU2366797C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534690C1 (ru) * | 2013-09-23 | 2014-12-10 | Ильдар Анварович Хасаншин | Пакер устьевой-универсальный |
| RU2679004C1 (ru) * | 2018-03-27 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для опрессовки превентора в скважине |
| RU2680618C1 (ru) * | 2018-04-27 | 2019-02-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для опрессовки превентора на скважине |
| RU2761909C1 (ru) * | 2021-01-11 | 2021-12-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN203050598U (zh) | 一种套管头的悬挂体带压密封组合结构 | |
| US20090250226A1 (en) | Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc | |
| US3165919A (en) | Method and apparatus for testing well pipe such as casing or flow tubing | |
| RU2366797C1 (ru) | Способ опрессовки устьевой арматуры на скважине | |
| US2478628A (en) | Testing casing heads | |
| GB2565098A (en) | Work string for a borehole | |
| RU2534690C1 (ru) | Пакер устьевой-универсальный | |
| CN103063467A (zh) | 旋转压阀式原状取土器 | |
| US7267179B1 (en) | Method for rapid installation of a smaller diameter pressure control device usable on blow out preventers | |
| US3719070A (en) | Double sealed tubular connector apparatus | |
| RU2364701C1 (ru) | Способ опрессовки превентора на скважине | |
| BR112013019030B1 (pt) | válvula de retenção, e, uso de uma válvula de retenção. | |
| SG194962A1 (en) | Cement head with hammer union | |
| CN109488252B (zh) | 一种环保型防溢液控制装置 | |
| CN204646172U (zh) | 可修复带压堵漏套管头 | |
| NO316134B1 (no) | Innretning og fremgangsmåte for å pumpe opp pakninger i en brönn | |
| US8661877B2 (en) | Apparatus and method for testing float equipment | |
| WO2006062512A1 (en) | Deepwater seal test apparatus | |
| RU2563845C2 (ru) | Способ герметизации полости труб и затрубного простанства скважины, противосифонное герметизирующее устройство "пгу-2", промывочная катушка "пк-1" | |
| RU2728754C2 (ru) | Гидравлическое устройство и способ обнаружения и заделки отверстий или трещин в насосно-компрессорных трубах нефтедобывающей скважины | |
| CN2916112Y (zh) | 双船闸式带压修井作业防喷装置 | |
| US20060117838A1 (en) | Deepwater seal test apparatus | |
| US20220341314A1 (en) | Cup tester unit | |
| RU2477783C1 (ru) | Пакер устьевой | |
| RU2614998C1 (ru) | Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151025 |