RU2394152C1 - Procedure for repair of production wells - Google Patents
Procedure for repair of production wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2394152C1 RU2394152C1 RU2009107470/03A RU2009107470A RU2394152C1 RU 2394152 C1 RU2394152 C1 RU 2394152C1 RU 2009107470/03 A RU2009107470/03 A RU 2009107470/03A RU 2009107470 A RU2009107470 A RU 2009107470A RU 2394152 C1 RU2394152 C1 RU 2394152C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellhead
- production
- well
- tubing string
- string
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслям промышленности и предназначено для производства работ по ремонту устьевого оборудования или его замены.The invention relates to the oil and gas and exploration industries and is intended for the production of work on the repair of wellhead equipment or its replacement.
В процессе эксплуатации скважин вследствие различных причин (некачественный первичный монтаж, несоосность устьевой части обсадных колонн, длительное воздействие агрессивных и токсичных составляющих скважинной среды и пр.) происходит нарушение герметичности уплотнительных элементов устьевой подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), оголовка эксплуатационной колонны и, как следствие, появление высоких затрубных и межколонных давлений. Также имеют место коррозия с нарушением герметичности фланцевых соединений трубной головки, фонтанной арматуры (ФА), с появлением пропусков в их фланцевых соединениях и утечек скважинной среды в атмосферу. Эти и прочие неисправности выявляются в ходе инспекционных проверок и ревизии устьевого оборудования. В зависимости от степени технического состояния неисправных скважин составляется план их капитального (текущего) ремонта.During the operation of wells due to various reasons (poor initial installation, misalignment of the wellhead of the casing strings, prolonged exposure to aggressive and toxic components of the wellbore environment, etc.), the sealing elements of the wellhead suspension of the string of the tubing string, tubing head and as a result, the appearance of high annular and intercolumn pressures. Corrosion also occurs with a violation of the tightness of the flange connections of the pipe head, fountain fittings (FA), with the appearance of gaps in their flange connections and leakage of the borehole medium into the atmosphere. These and other malfunctions are identified during inspections and audits of wellhead equipment. Depending on the degree of technical condition of the faulty wells, a plan for their capital (current) repair is drawn up.
Требования и объемы проведения работ по капитальному и текущему ремонту скважин установлены нормативным документом ОАО «Газпром», в котором изложен порядок выполнения комплекса мероприятий по подготовке к ремонту, проведению ремонта и сдаче скважин в эксплуатацию после ремонта (1).The requirements and scope of work on the overhaul and current repair of wells are established by the regulatory document of Gazprom, which sets out the procedure for a set of measures to prepare for repair, repair and commissioning of wells after repair (1).
Ремонт эксплуатационной скважины производится с привлечением механизированных агрегатов для ремонта скважин типа А-50 или «Азинмаш» с подготовкой для них специальной рабочей площади, а также специальных грузоподъемных и транспортных средств, цементировочных агрегатов, требует значительных материально-технических затрат на приготовление, хранение и закачку задавочной жидкости. Глушение скважины вызывает прекращение ее функционирования на довольно продолжительный период времени с возможными непредсказуемыми осложнениями и неблагоприятными последствиями из-за воздействия на продуктивный горизонт.Repair of a production well is carried out with the help of mechanized units for repair of A-50 or Azinmash type wells with the preparation of a special working area for them, as well as special lifting and transport vehicles, cementing units, it requires significant material and technical costs for preparation, storage and injection filling fluid. Silencing a well causes it to stop functioning for a rather long period of time with possible unpredictable complications and adverse consequences due to the impact on the productive horizon.
«Производственным и научным организациям разрешается применение разработанных ими новых технологий по капитальному, текущему и подземному ремонту скважин, не противоречащих правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности. При многократном применении разработанных новых технологий (3 и более раз), кроме плана работ, организация разработчик обязана разработать и согласовать регламенты на проведение и все необходимые инструкции по видам работ» (1, стр.7, п.4.15).“Production and scientific organizations are allowed to use the new technologies developed by them for overhaul, current and underground well repairs that do not contradict safety rules in the oil and gas industry. With the repeated use of the developed new technologies (3 or more times), in addition to the work plan, the developer organization is obliged to develop and agree on the regulations for the conduct and all the necessary instructions for the types of work ”(1, p. 7, p. 4.15).
Целью изобретения является снижение трудозатрат, увеличение производительности труда, повышение степени безопасности работающего персонала при проведении ремонтных работ по замене устьевого оборудования скважины, а также сокращение времени простоя скважины и исключение неблагоприятных последствий ее функционирования, связанных с воздействием на продуктивный горизонт.The aim of the invention is to reduce labor costs, increase labor productivity, increase the degree of safety of working personnel when carrying out repair work to replace wellhead equipment, as well as reduce the downtime of the well and eliminate the adverse effects of its operation associated with exposure to the productive horizon.
Поставленная цель достигается тем, что ремонт эксплуатационных скважин, обусловленный необходимостью замены устьевого оборудования, или его отдельных неисправных элементов, осуществляют способом, отличающимся тем, что используют гидродомкратный блок, который устанавливают на устье скважины после демонтажа фонтанной арматуры до коренной задвижки, после чего при помощи гидродомкратного блока снимают с трубной головки коренную задвижку, подсоединяют гидродомкратный блок к колонне НКТ, производят ее натяжение, подсоединяют к колонне НКТ устройство устьевое, устанавливают устройство устьевое с подвешенной колонной НКТ в эксплуатационной колонне и производят демонтаж трубной головки.This goal is achieved in that the repair of production wells, due to the need to replace the wellhead equipment, or its individual faulty elements, is carried out in a manner characterized in that they use a hydraulic jack that is installed on the wellhead after dismantling the fountain valves to the main valve, and then using the hydraulic jack block is removed from the tube head of the main valve, connect the hydraulic jack to the tubing string, tension it, connect to the column N T wellhead device mounted device wellhead with the tubing hanging in the production string and produce a tubing head disassembly.
На фиг.1 показан гидродомкрат, установленный на устье аварийной скважины после демонтажа ФА до коренной задвижки; на фиг.2 - снятие с трубной головки коренной задвижки с фланцем переходным (адаптером); на фиг.3 - подсоединение гидродомкрата к колонне НКТ; на фиг.4 - натяжение колонны НКТ для демонтажа узла подвески НКТ; на фиг.5 - подсоединение к колонне НКТ устройства устьевого для герметизации и удержания колонны НКТ (далее по тексту устройство); на фиг.6 - установка устройства устьевого с подвешенной колонной НКТ в эксплуатационной колонне; на фиг.7 - демонтаж трубной головки скважины.Figure 1 shows a hydraulic jack installed on the mouth of the emergency well after dismantling the FA to the main valve; figure 2 - removal from the pipe head of the main valve with a transition flange (adapter); figure 3 - connecting the hydraulic jack to the tubing string; figure 4 - tension of the tubing string for dismantling the tubing suspension assembly; figure 5 - connection to the tubing string of the wellhead device for sealing and holding the tubing string (hereinafter referred to as the device); figure 6 - installation of the wellhead device with a suspended tubing string in the production string; figure 7 - dismantling of the pipe head of the well.
Работы по ремонту скважины, обусловленному необходимостью замены неисправных элементов устьевого оборудования с использованием гидродомкратного блока (далее по тексту - ГДБ), осуществляют в следующем порядке.Work on well repair, due to the need to replace faulty elements of wellhead equipment using a hydraulic jack unit (hereinafter referred to as HDB), is carried out in the following order.
На скважине проводятся подготовительные работы: устанавливается глухая пробка (пакер), открывается циркуляционный клапан, надпакерная часть заполняется жидкостью и прессуется давлением, обеспечивая, тем самым, два защитных барьера, наличие которых позволяет производить работы повышенной опасности. Удостоверившись в герметичности пакера, демонтируют обвязку скважины и елку ФА до коренной задвижки (фиг.1).Preparatory work is being carried out at the well: a blind plug (packer) is installed, a circulation valve is opened, the over-packer part is filled with liquid and pressed by pressure, thereby providing two protective barriers, the presence of which allows high-risk work. After verifying the tightness of the packer, dismantle the piping of the well and the tree FA to the main valve (figure 1).
После доставки ГДБ к месту проведения работ два его рабочих гидроцилиндра 1 демонтируют с основания и посредством специальных опорных кронштейнов 2 устанавливают на фланцевое соединение колонной 3 и трубной 4 головок скважины. Посредством специальных клиновых шпилек 5 и поддерживающих кронштейнов 6 гидроцилиндры 1 устанавливаются строго вертикально, на верхние концы их штоков монтируют траверсу 7 и крепят гайками 8. На траверсе крепят гидроуправляемую шлипсовую катушку 9 (далее по тексту - ШК), через нее пропускают и зажимают сухарями подъемный патрубок 10 с ниппельными резьбами на концах. На нижний резьбовой конец наворачивают фланец 11 того же типоразмера, что и фланец коренной задвижки 12, на верхний - муфту 13, в которую вворачивают кран шаровой 14.After the delivery of the hydraulic cylinder to the place of work, two of its working
Освободив сухари ШК (фиг.2), опускают подъемный патрубок 10 и соединяют фланец 11 с фланцем коренной задвижки 12. Соединительные шпильки переходного фланца 15 и трубной головки 16 снимают, зажимают патрубок 10 сухарями ШК, затем гидроцилиндрами 1 ГДБ отрывают коренную задвижку с фланцем 15 от трубной головки 16 и приподнимают ее на расстояние L, достаточное для беспрепятственного демонтажа задвижки. После снятия задвижки с патрубка 10 отвинчивают фланец 11.Having released the crackers SHK (figure 2), lower the
Освободив сухари ШК (фиг.3), опускают патрубок 10 в трубную головку 16 до упора резьбовой части патрубка в устьевую подвеску 17 колонны НКТ 18 и заворачивают ее в резьбу подвески.Having released the crackers SHK (figure 3), lower the
Зажимают сухарями ШК патрубок 10 (фиг.4) и гидроцилиндрами 1 ГДБ поднимают колонну НКТ 18 на расстояние Н от устьевой подвески 17 до фланца, достаточное для установки на привалочном торце трубной головки 16 хомута специального трубного 19 (далее по тексту - ХСТ), которым зажимают колонну, разгружая, тем самым, ее вес на колонную головку 3, после чего разбирают и демонтируют устьевую подвеску.Clamp the crackers with a barbecue pipe 10 (figure 4) and
Гидроцилиндрами 1 (фиг.5) поднимают траверсу 7, между патрубком 10 и колонной НКТ 18 устанавливают пакер устьевой 20, затем демонтируют ХСТ.The hydraulic cylinders 1 (Fig. 5) raise the
Зажав сухарями ШК 9 патрубок 10 (фиг.6), опускают колонну НКТ в скважину, обеспечив вход пакерующего узла 21 пакера 20 в эксплуатационную колонну 22 на назначенное расстояние h. Подсоединив к штуцеру А напорный рукав от гидростанции (от ручного насоса) и подав по нему рабочую жидкость под давлением, герметизируют кольцевое пространство пакерующим узлом 21 и приводят в зацепление пакера с эксплуатационной колонной якорящим узлом 23. После этого отвинчивают штуцеры А и Б.Clutching
От пакера 20 (фиг.7) отсоединяют патрубок 10 и демонтируют его вместе с ШК 9 с траверсы 7, после чего, подвесив к ней стропами 24, демонтируют трубную головку 16.From the packer 20 (Fig.7) disconnect the
После проведения ревизии демонтированных узлов и деталей устьевого оборудования, устранения выявленных неисправностей (при необходимости - замены неисправных элементов на новые) производят их монтаж в обратном порядке, при этом приведение пакерующего и якорящего узлов пакера устьевого в исходное положение производят подачей давления в штуцер Б пакера (фиг.6).After revising the disassembled units and parts of the wellhead equipment, eliminating the identified malfunctions (if necessary, replacing the defective elements with new ones), they are mounted in the reverse order, while the packer and anchor nodes of the wellhead packer are brought back to the initial position by applying pressure to the packer nozzle B ( 6).
Источники информацииInformation sources
1. ОАО «Газпром», стандарт организации «Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Газпром» РД 21-140-2005», ООО «ИРЦ Газпром», Москва, 2005.1. OJSC Gazprom, the standard of the organization “Unified Rules for Repair Work in the Wells of OJSC Gazprom RD 21-140-2005”, LLC IRTs Gazprom, Moscow, 2005.
2. Патент на изобретение №2215116 «Гидродомкратный блок», г.Москва, 27.10.2003 г.2. Patent for invention No. 2215116 "Hydrojack unit", Moscow, 10.27.2003
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009107470/03A RU2394152C1 (en) | 2009-03-02 | 2009-03-02 | Procedure for repair of production wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009107470/03A RU2394152C1 (en) | 2009-03-02 | 2009-03-02 | Procedure for repair of production wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2394152C1 true RU2394152C1 (en) | 2010-07-10 |
Family
ID=42684695
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009107470/03A RU2394152C1 (en) | 2009-03-02 | 2009-03-02 | Procedure for repair of production wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2394152C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105804680A (en) * | 2016-05-16 | 2016-07-27 | 崔斌 | Under-pressure well repairing working device and method of oil-gas field |
RU2770850C1 (en) * | 2021-07-21 | 2022-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром газобезопасность" | Device for guiding stem valve under jet |
RU2780181C1 (en) * | 2022-02-18 | 2022-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром газобезопасность" | Hydraulic jack block for carrying out repair and restoration work to replace wellhead equipment |
-
2009
- 2009-03-02 RU RU2009107470/03A patent/RU2394152C1/en active
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105804680A (en) * | 2016-05-16 | 2016-07-27 | 崔斌 | Under-pressure well repairing working device and method of oil-gas field |
CN105804680B (en) * | 2016-05-16 | 2018-08-28 | 崔斌 | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method |
RU2770850C1 (en) * | 2021-07-21 | 2022-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром газобезопасность" | Device for guiding stem valve under jet |
RU2780181C1 (en) * | 2022-02-18 | 2022-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром газобезопасность" | Hydraulic jack block for carrying out repair and restoration work to replace wellhead equipment |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2999723C (en) | Well isolation unit | |
RU2572878C2 (en) | Trailer with manifold with several hinged layouts of bends | |
US20170328169A1 (en) | Downhole occluder, pressurized sucker rod and operation technique to repair oil pipes | |
CN101644149B (en) | Integral type level oil extraction wellhead equipment | |
US1852717A (en) | Gas lift appliance for oil wells | |
CN204944764U (en) | Preventer hermetic seal test unit | |
RU2534690C1 (en) | Universal wellhead packer | |
RU2394152C1 (en) | Procedure for repair of production wells | |
CN2753869Y (en) | Snubbing replaceable high-pressure natural gas recovery wellhead sluice valve device | |
RU52919U1 (en) | DEVICE FOR HYDRAULIC TURNING A GAS WELL | |
CN110056325B (en) | Pressure testing device and method for sucker rod pump oil production well mouth facility | |
CN202349599U (en) | Pipeline adjusting device and skid-mounted producing test device | |
CN106593340B (en) | High-pressure shallow totally-enclosed drilling plug device and using method thereof | |
CN108361025B (en) | Pressure testing device for pumping well pipe column | |
CN201627560U (en) | Device for fracturing wellhead | |
CN208473761U (en) | A kind of surface pipe suspension arrangement | |
CN108049836B (en) | Pressurized SAGD wellhead replacement device and replacement method thereof | |
US20220403725A1 (en) | High pressure jumper manifold with flexible connector | |
RU2485280C1 (en) | Equipment of well head with parallel pipe suspension | |
RU2405910C1 (en) | Method for simultaneous displacement of head valves of production tree under pressure | |
RU2601078C1 (en) | Method of suspending steel polymer flexible flush-joint pipe in well | |
RU2563845C2 (en) | Sealing method of cavity of pipes and annular space of well; pgu-2 anti-syphonage sealing device; pk-1 washing coil | |
CN115199219A (en) | Seal checking joint and oil pipe seal checking method | |
CN208441827U (en) | Pumpingh well Pipe String Pressure Testing Advice | |
CN209083249U (en) | A kind of split type oil pipe self-sealing blowout preventer |