RU2434117C1 - Способ переобвязки устья скважины - Google Patents
Способ переобвязки устья скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2434117C1 RU2434117C1 RU2010117454/03A RU2010117454A RU2434117C1 RU 2434117 C1 RU2434117 C1 RU 2434117C1 RU 2010117454/03 A RU2010117454/03 A RU 2010117454/03A RU 2010117454 A RU2010117454 A RU 2010117454A RU 2434117 C1 RU2434117 C1 RU 2434117C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zero
- wellhead
- conductor
- cut
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 8
- 235000017899 Spathodea campanulata Nutrition 0.000 claims description 5
- 244000188014 Spathodea campanulata Species 0.000 claims description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 5
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- 230000007123 defense Effects 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
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. При осуществлении способа демонтируют фонтанную елку фонтанной арматуры - ФА вместе с переводной катушкой трубной головки - ТГ и из скважины извлекают лифтовую колонну. В эксплуатационной колонне устанавливают цементный мост. Демонтируют корпус ТГ, отрезают верхнюю и среднюю часть нулевого патрубка с удалением отрезанной части. Осаживают КГ на торец оставшейся части нулевого патрубка, отсоединяют клиновую подвеску и удаляют с устья скважины КГ. Наворачивают на кондуктор переводник для совмещения кондуктора и нулевого патрубка, имеющие разные диаметры. Устанавливают в КГ клиновую подвеску и устанавливают ТГ. В скважине устанавливают лифтовую колонну. Монтируют на переводной катушке ТГ фонтанную елку ФА. Технический результат созданного изобретения заключается в повышении ремонтопригодности. 2 ил.
Description
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 устьевое оборудование в процессе расконсервации и реконструкции скважины.
При разработке газовых месторождений скважинами большого диаметра с лифтовыми колоннами, например 168 мм, на завершающей стадии разработки месторождений в связи с уменьшением пластовой энергии в скважинах появляются пластовая вода и частицы песка, которые из-за недостаточных скоростей потока газа в лифтовой колонне большого диаметра остаются на забое и приводят к снижению дебита скважины, а то и к полному прекращению добычи нефти и газа из скважины, к остановке скважины.
Для предотвращения этого явления проводят замену лифтовой колонны большого диаметра на лифтовую колонну меньшего диаметра, например диаметром 114, 89, 73, с заменой типоразмера устьевого оборудования с большего на меньший.
Для проведения замены лифтовых труб необходимо провести переобвязку устьевого оборудования. Демонтаж и монтаж устьевого оборудования в обычных условиях осуществляется методом разборки и сборки резьбовых соединений. Однако из-за длительного периода эксплуатации устьевого оборудования и усталостных явлений в соединительных узлах этого оборудования демонтировать это оборудование традиционным методом последовательного отвинчивания элементов устьевого оборудования в резьбовых соединениях не представляется возможным. Резьбовые соединения, уплотнительные элементы, состоящие из резиновых уплотнительных колец, подвесные узлы обсадных колонн, например клиновая подвеска колонной головки, практически «прикипают» к металлу обсадных труб и устьевого оборудованию и не поддаются простой разборке.
Известен способ переобвязки устья скважин, включающий разборку и сборку фонтанной арматуры [http://water-control.narod.ru/6_4.html].
Недостатком данного способа является низкая ремонтопригодность.
Известен способ переобвязки устья скважин, принятый за прототип, включающий переобвязку устья скважин старого фонда, на котором монтируется новое стандартное оборудование [http://science.ncstu.ru/conf/past/2006/10region/theses/oil, 55. Способ обвязки устья скважины с эксцентричным расположением колонн. Карапетов Р.В., Авдеев А.С.; Материалы X региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону». Том первый. Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки. Ставрополь: СевКавГТУ, 2006. 261. (с.71-72)].
Недостатком данного способа является низкая ремонтопригодность.
Задача предлагаемого изобретения состоит в проведении реконструкции скважины и замены лифтового и устьевого оборудования после длительного периода эксплуатации.
Технический результат созданного изобретения заключается в повышении ремонтопригодности.
Поставленная задача и технический результат достигается тем, что при переобвязке устья скважины, при котором с устья скважины демонтируют фонтанную елку фонтанной арматуры - ФА вместе с переводной катушкой трубной головки - ТГ, из скважины извлекают лифтовую колонну, в эксплуатационной колонне устанавливают цементный мост, демонтируют корпус ТГ в сборе с вторичным уплотнением, из колонной головки - КГ извлекают первичное уплотнение, отрезают верхнюю часть нулевого патрубка кондуктора на 100 мм ниже торца КГ, затем отрезают среднюю часть нулевого патрубка длиной 100-150 мм, после чего удаляют отрезанную часть нулевого патрубка, осаживают КГ на торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, срывают и отсоединяют клиновую подвеску от эксплуатационной колонны, снимают и удаляют с устья скважины КГ с верхней отрезанной частью нулевого патрубка, наворачивают на кондуктор переводник для совмещения кондуктора и нулевого патрубка, имеющие разные диаметры, соединяют переводник с нулевым патрубком с техническими характеристиками, аналогичными характеристикам кондуктора совместно с КГ, устанавливают в КГ клиновую подвеску, фиксируют ее в корпусе КГ, устанавливают над клиновой подвеской первичные уплотнения, на КГ монтируют ТГ в сборе с вторичными уплотнениями, опрессовывают первичные и вторичные уплотнения, в скважине устанавливают лифтовую колонну, монтируют на переводной катушке ТГ фонтанную елку ФА.
На фиг.1 показана схема реализации данного способа в процессе переобвязки устья, на фиг.2 - то же после переобвязки устья скважины.
Способ реализуется следующим образом.
С устья ремонтируемой скважины демонтируется фонтанная елка ФА вместе с переводной катушкой и ТГ 1, на корпусе заменяемой ТГ 1 монтируется противо-выбросовое оборудование - ПВО и из скважины извлекается лифтовая колонна.
В эксплуатационной колонне 2 устанавливается цементный мост. После завершения периода ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ цементного моста проводится проверка его на прочность разгрузкой инструмента на 0,5-1,0 кН и герметичность опрессовкой его технической водой на давление опрессовки кондуктора 3. В зимний период допускается проводить опрессовку цементного моста солевым раствором, например СаСl2 или NaCl, с пересчетом давления опрессовки на техническую воду.
С устья скважины демонтируется ПВО и корпус заменяемой ТГ 1 в сборе с вторичным уплотнением 4. Из КГ 5 извлекают первичное уплотнение 6.
Затем на 100 мм ниже торца заменяемой КГ 5 отрезается верхняя часть нулевого патрубка 7, ввернутого в муфту 8 кондуктора 3, а потом отрезается средняя часть нулевого патрубка 7 длиной 100-150 мм. После чего отрезанная часть нулевого патрубка 7 удаляется с устья скважины.
Нанесением ударов вниз заменяемая КГ 5 осаживается вниз на торец оставшейся части нулевого патрубка 7 для срыва и отсоединения клиновой подвески 9 от эксплуатационной колонны 2.
После этого с устья скважины снимается и удаляется заменяемая КГ 5 в сборе с верхней отрезанной частью нулевого патрубка 7.
От кондуктора 3 отсоединяют оставшуюся часть нулевого патрубка 7 вместе с муфтой 8 кондуктора 3 и извлекают из скважины.
Далее на Базе производственного обслуживания собирается и опрессовывается на стенде новая КГ 5 и новый нулевой патрубок 7 в сборе с переводником 10, предназначенным для совмещения кондуктора 3 и нулевого патрубка 7, имеющие разные диаметры, на пробное давление, но не более давления опрессовки кондуктора 3.
На кондуктор 3 (фиг.2) наворачивается опрессованный переводник 10 совместно с опрессованным новым нулевым патрубком 7 и с опрессованной новой КГ 5 и они повторно опрессовываются на устье скважины на давление опрессовки кондуктора 3, например, с использованием катушки или замененной старой КГ 5.
В новой КГ 5 устанавливается новая клиновая подвеска 9, фиксируется в корпусе новой КГ 5 между внутренней поверхностью корпуса новой КГ 5 и эксплуатационной колонной 2, путем натяжения эксплуатационной колонны 2. Над клиновой подвеской 9 устанавливаются первичные уплотнения 6.
На новой КГ 5 монтируется новая ТГ 1 в сборе с вторичными уплотнениями 4.
После монтажа на устье скважины новой КГ 5 и новой ТГ 1 их первичные 6 и вторичные 4 уплотнения опрессовываются.
После завершения ремонтных работ по переобвязке устьевого оборудования разбуривается цементный мост, перекрывающий ствол скважины на период ремонтных работ. Скважина промывается солевым раствором или технической водой, обеспечивающим требуемое противодавление на пласт, в течение не менее 2 циклов.
Далее в эксплуатационную колонну 2 спускают лифтовую колонну из гладких насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм или 60 мм по ГОСТ 633 и ГОСТ Р 52203. Верхняя труба лифтовой колонны соединяется с подвеской ТГ 1 ФА, после чего подвеска ТГ 1 устанавливается в посадочном месте корпуса новой ТГ 1. Затем на корпусе новой ТГ 1 монтируется фонтанная елка новой ФА.
Устье скважины обвязывается трубопроводами в соответствии с проектной документацией. Компенсируется разница в высотных отметках существующего газосборного коллектора и новых высотных отметок устьевого оборудования по причине замены типоразмера устьевого оборудования.
Claims (1)
- Способ переобвязки устья скважины, при котором с устья скважины демонтируют фонтанную елку фонтанной арматуры - ФА вместе с переводной катушкой трубной головки - ТГ, из скважины извлекают лифтовую колонну, в эксплуатационной колонне устанавливают цементный мост, демонтируют корпус ТГ в сборе с вторичным уплотнением, из колонной головки - КГ извлекают первичное уплотнение, отрезают верхнюю часть нулевого патрубка кондуктора на 100 мм ниже торца КГ, затем отрезают среднюю часть нулевого патрубка длиной 100-150 мм, после чего удаляют отрезанную часть нулевого патрубка, осаживают КГ на торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, срывают и отсоединяют клиновую подвеску от эксплуатационной колонны, снимают и удаляют с устья скважины КГ с верхней отрезанной частью нулевого патрубка, наворачивают на кондуктор переводник для совмещения кондуктора и нулевого патрубка, имеющих разные диаметры, соединяют переводник с нулевым патрубком с техническими характеристиками, аналогичными характеристикам кондуктора совместно с КГ, устанавливают в КГ клиновую подвеску, фиксируют ее в корпусе КГ, устанавливают над клиновой подвеской первичные уплотнения, на КГ монтируют ТГ в сборе с вторичными уплотнениями, спрессовывают первичные и вторичные уплотнения, в скважине устанавливают лифтовую колонну, монтируют на переводной катушке ТГ фонтанную елку ФА.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010117454/03A RU2434117C1 (ru) | 2010-04-30 | 2010-04-30 | Способ переобвязки устья скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010117454/03A RU2434117C1 (ru) | 2010-04-30 | 2010-04-30 | Способ переобвязки устья скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2434117C1 true RU2434117C1 (ru) | 2011-11-20 |
Family
ID=45316716
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010117454/03A RU2434117C1 (ru) | 2010-04-30 | 2010-04-30 | Способ переобвязки устья скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2434117C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU221494U1 (ru) * | 2023-07-13 | 2023-11-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Гусар Новые Технологии" | Адаптивно-фрикционная подвеска для соединения двух корпусов |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1588859A1 (ru) * | 1987-05-13 | 1990-08-30 | Р.Х. Арифулин, Т.Д. Саро н и Х.Х. Арифулин | Способ замены фонтанной арматуры под давлением и устройство дл его осуществлени |
| RU2160361C1 (ru) * | 1999-03-24 | 2000-12-10 | Оренбургская военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов Фирмы "Газобезопасность" | Способ восстановления аварийных скважин |
| US6431626B1 (en) * | 1999-04-09 | 2002-08-13 | Frankis Casing Crew And Rental Tools, Inc. | Tubular running tool |
| RU2250978C1 (ru) * | 2003-10-15 | 2005-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ извлечения колонны лифтовых труб из скважины |
-
2010
- 2010-04-30 RU RU2010117454/03A patent/RU2434117C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1588859A1 (ru) * | 1987-05-13 | 1990-08-30 | Р.Х. Арифулин, Т.Д. Саро н и Х.Х. Арифулин | Способ замены фонтанной арматуры под давлением и устройство дл его осуществлени |
| RU2160361C1 (ru) * | 1999-03-24 | 2000-12-10 | Оренбургская военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов Фирмы "Газобезопасность" | Способ восстановления аварийных скважин |
| US6431626B1 (en) * | 1999-04-09 | 2002-08-13 | Frankis Casing Crew And Rental Tools, Inc. | Tubular running tool |
| RU2250978C1 (ru) * | 2003-10-15 | 2005-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ извлечения колонны лифтовых труб из скважины |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КАРПЕТОВ Р.В. и др. Материалы Х региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону», Т.1. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2006, с.71-72. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU221494U1 (ru) * | 2023-07-13 | 2023-11-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Гусар Новые Технологии" | Адаптивно-фрикционная подвеска для соединения двух корпусов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107288603A (zh) | 一种模拟裂缝转向压裂的实验装置及其应用 | |
| CN103758533A (zh) | 一种高低压一体化巷道注浆加固方法 | |
| US20170328169A1 (en) | Downhole occluder, pressurized sucker rod and operation technique to repair oil pipes | |
| CN108999586A (zh) | 小直径岩体水压致裂测试跨接式封隔器 | |
| CN108049836B (zh) | 带压更换sagd井口装置及其更换方法 | |
| CN112127855A (zh) | 一种针对分段压裂井筒全通径防砂双级机构 | |
| CN115306344B (zh) | 一种具有双通道的预应力封隔集成装置及其使用方法 | |
| CN201622177U (zh) | 防喷器试压装置 | |
| RU2434117C1 (ru) | Способ переобвязки устья скважины | |
| CN103541681A (zh) | 一种用于套管及裸眼的耐高温高压的跨磅级压缩式密封组件 | |
| CN103089183A (zh) | 双喇叭口式膨胀套管封隔工具及其作业方法 | |
| CN110926954B (zh) | 一种真三轴条件下分段水力压裂试验装置和试验方法 | |
| CN100412313C (zh) | 一种无塞注水泥固井方法 | |
| CN202866733U (zh) | 油田新型修井密封装置 | |
| CN201045290Y (zh) | 大空心杆抽油系统 | |
| RU2533470C2 (ru) | Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн | |
| RU2433247C1 (ru) | Способ переобвязки устья скважины, оборудованной дополнительной колонной (варианты) | |
| CN103291270B (zh) | 一种喷射压裂管柱及喷射压裂工艺 | |
| RU2394152C1 (ru) | Способ ремонта эксплуатационных скважин | |
| RU2481464C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента | |
| CN109209284A (zh) | 一种长井段套损井补贴加固装置 | |
| CN207892552U (zh) | 一种便于维修的井口装置 | |
| CN207813568U (zh) | 一种可拆卸桥塞 | |
| CN207349613U (zh) | 一种树脂增强的防拔脱石油钻探水龙带胶管 | |
| CN2713130Y (zh) | 一种新型的套管浮箍浮鞋 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20130916 |
|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20171228 |