RU2524787C1 - Re-equipment of self-squeezing gas well head - Google Patents
Re-equipment of self-squeezing gas well head Download PDFInfo
- Publication number
- RU2524787C1 RU2524787C1 RU2013111178/03A RU2013111178A RU2524787C1 RU 2524787 C1 RU2524787 C1 RU 2524787C1 RU 2013111178/03 A RU2013111178/03 A RU 2013111178/03A RU 2013111178 A RU2013111178 A RU 2013111178A RU 2524787 C1 RU2524787 C1 RU 2524787C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- new
- spider
- tree
- smaller
- string
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений, в частности к эксплуатации обводняющихся, так называемых самозадавливающихся, газовых скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the operation of gas wells at the final stage of field development, in particular to the exploitation of flooded, so-called self-priming, gas wells.
На завершающей стадии разработки газовых месторождений пластовой энергии не хватает для обеспечения выноса скапливающейся на забое жидкости из скважины. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как скорости восходящего потока газа недостаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер и скважина самозадавливается, то есть глушится [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М: ООО «Газпромэкспо», 2010. - 212 с.].At the final stage of the development of gas deposits, the reservoir energy is not enough to ensure the removal of fluid accumulating at the bottom from the well. Under the influence of an ever-increasing volume of this fluid, the wells are stopped, since the velocity of the upward gas flow is not enough to carry the fluid to the surface. When a certain column height of this fluid is reached at the bottom, gas from the formation cannot overcome the fluid barrier and the well self-pressures, that is, it shuts off [A. Kustyshev Complicated repairs of gas wells in the fields of Western Siberia. - M: Gazpromexpo LLC, 2010. - 212 p.].
Для удаления жидкости с забоев газовых скважин применяются различные методы, например: продувки ствола скважины в атмосферу или газопровод без переобвязки устья; закачивание на забой жидких или твердых поверхностно-активных веществ; применение плунжерного лифта; уменьшение диаметра лифтовой колонны для увеличения скорости газового потока с переобвязкой устья.Various methods are used to remove fluid from the bottom of gas wells, for example: blowing a wellbore into the atmosphere or a gas pipeline without re-setting the mouth; injecting liquid or solid surfactants into the slaughter; the use of a plunger elevator; Reducing the diameter of the elevator column to increase the gas flow rate with re-mouth.
Одним из методов удаления жидкости с забоев газовых скважин является оснащение скважин двумя концентрическими лифтовыми колоннами, основной лифтовой колонной и спущенной в нее центральной лифтовой колонной с обязательной переобвязкой устья скважины путем замены старой фонтанной арматуры на новую. Основным недостатком такого способа переобвязки являются значительные материальные затраты на закупку нового оборудования и на перемонтаж устьевой обвязки скважины.One of the methods for removing liquid from the bottom of gas wells is to equip the wells with two concentric lift columns, the main lift column and the central lift column lowered into it with the obligatory re-entry of the wellhead by replacing the old fountain valves with new ones. The main disadvantage of this method of re-dressing is the significant material costs for the purchase of new equipment and for re-installation of the wellhead piping of the well.
Известен способ переобвязки устья самозадавливающейся газовой скважины, включающий демонтаж ранее установленной на устье фонтанной арматуры с подвешенной в ней одной основной лифтовой колонной и монтаж на устье новой фонтанной арматуры с подвешенной в ней двух лифтовых колонн, основной лифтовой колонны и спущенной в нее центральной лифтовой колонной меньшего диаметра [Кустышев А.В., Епрынцев А.С. Проблемы и пути повышения эффективности эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1911. №9. - С.59-64].There is a method of re-lining the mouth of a self-priming gas well, including dismantling the fountain armature previously installed on the mouth with one main lift column and installing a new fountain arm with two lift columns suspended in it, the main lift column and a smaller central lift column lowered into it diameter [Kustyshev A.V., Epryntsev A.S. Problems and ways to increase the efficiency of gas well operation at the final stage of development // Geology, Geophysics and the development of oil and gas fields. 1911. No. 9. - S. 59-64].
Недостатком этого способа являются большие материальные и денежные затраты на переобвязку устья, связанные с закупкой, транспортировкой и монтажом нового устьевого оборудования при не использовании еще работоспособного устьевого оборудования, демонтируемого с устья скважины.The disadvantage of this method is the large material and monetary costs for re-lining the wellhead associated with the purchase, transportation and installation of new wellhead equipment when not yet using well-functioning wellhead equipment dismantled from the wellhead.
Задача создания изобретения заключается в сокращении затрат на переобвязку устья самозадавливающейся газовой скважины.The objective of the invention is to reduce the cost of re-lining the mouth of a self-priming gas well.
Технический результат, который достигается в результате осуществления заявленного технического решения, состоит в снижении металлоемкости конструкции за счет отказа от закупки и поставки части нового оборудования, в сокращении продолжительности работ по переобвязке устья самозадавливающейся газовой скважины за счет использования элементов устьевого оборудования ранее установленного на скважине и демонтируемого с нее в процессе ремонта.The technical result that is achieved as a result of the implementation of the claimed technical solution consists in reducing the metal consumption of the structure due to the refusal to purchase and supply parts of new equipment, in reducing the duration of the re-dressing of the mouth of a self-filling gas well through the use of elements of wellhead equipment previously installed at the well and dismantled with her during the repair process.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе переобвязки устья самозадавливающейся газовой скважины, включающем демонтаж - монтаж фонтанной арматуры, состоящей из трубной головки, крестовины фонтанной елки, буферной коренной и надкоренной задвижек, в отличие от прототипа с устья скважины демонтируют коренную и надкоренную задвижки, крестовину, затем монтируют на трубную головку демонтированную крестовину фонтанной елки с установленными на ней с обеих сторон по одной струнной задвижке, монтируют на крестовине верхнюю переводную катушку, подвешивают в ней центральную лифтовую колонну, спускаемую во внутреннюю полость основной лифтовой колонны, размещают на верхней переводной катушке центральную стволовую задвижку меньшего диаметра, на которой размещают верхнюю крестовину меньшего размера с двумя меньшего диаметра верхними струнными задвижками, а на вновь смонтированной верхней крестовине размещают буферную задвижку меньшего диаметра.The specified technical result is achieved by the fact that in the known method of re-lining the mouth of a self-priming gas well, including dismantling - installation of fountain fittings consisting of a pipe head, a spider of a fountain tree, a buffer root and root valves, in contrast to the prototype, the root and root valves are removed from the wellhead , a cross, then mounted on a pipe head a dismantled cross of a fountain tree with one string bolt installed on both sides of it, mounted on crosses not the upper transfer coil, the central lift column is suspended in it, lowered into the internal cavity of the main lift column, the central stem valve of a smaller diameter is placed on the upper transfer coil, on which the upper crosspiece of a smaller size with two smaller diameters is placed by the upper string valves, and on the newly mounted the upper crosspiece is placed buffer valve of a smaller diameter.
На фиг.1 изображена схема обвязки устья скважины до переобвязки, где цифрами обозначено: 1 - коренная задвижка; 2 - надкоренная задвижка; 3 - крестовина елки фонтанной арматуры; 4 - струнная задвижка, 5 - угловой штуцер; 6 - буферная задвижка; 7- переводная катушка; 9 - основная лифтовая колонна.Figure 1 shows a diagram of the lining of the wellhead to re-ligation, where the numbers indicate: 1 - the main valve; 2 - radicular valve; 3 - a cross of a Christmas tree of fountain reinforcement; 4 - string valve, 5 - angle fitting; 6 - buffer valve; 7 - transfer coil; 9 - the main elevator column.
На фиг.2 - изображена схема обвязки устья скважины, после переобвязки, где цифрами обозначено: 3 - крестовина елки фонтанной арматуры, 4 - струнная задвижка, 7 - переводная катушка, 8 - трубная головка; 9 - основная лифтовая колонна, 10 - центральная лифтовая колонна; 11 - верхняя переводная катушка (адаптер); 12 - центральная задвижка; 13 - верхняя крестовина; 14 - новая струнная задвижка; 15 - новая буферная задвижка; 16, 17,18 - трубопровод.Figure 2 - shows a diagram of the binding of the wellhead, after re-binding, where the numbers indicate: 3 - the cross of the Christmas tree fountain, 4 - string valve, 7 - transfer coil, 8 - pipe head; 9 - the main elevator column, 10 - the central elevator column; 11 - upper transfer coil (adapter); 12 - central valve; 13 - upper crosspiece; 14 - a new string valve; 15 - a new buffer valve; 16, 17.18 - pipeline.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
В процессе капитального ремонта скважины с устья самозадаввливающейся газовой скважины (фиг.1) демонтируют только фонтанную елку фонтанной арматуры, оставляя на устье трубную головку фонтанной арматуры. Демонтируемая фонтанная елка содержит коренную 1 и надкоренную 2 стволовые задвижки, крестовину 3 фонтанной елки с четырьмя струнными задвижками 4 и двумя угловыми штуцерами 5, буферную задвижку 6.In the process of overhaul of the well from the mouth of a self-thrusting gas well (Fig. 1), only the fountain tree of the fountain arm is dismantled, leaving the pipe head of the fountain arm at the mouth. The dismantled fountain tree contains a root 1 and 2 root stem valves, a
Затем (фиг.2) на переводную катушку 7 недемонтированной старой трубной головки 8, на которой подвешена основная лифтовая колонна 9, монтируют ранее демонтированную крестовину 3 фонтанной елки с установленными на ней с обеих сторон только по одной струнной задвижке 4 без углового штуцера.Then (Fig. 2), on the
В скважину во внутреннюю полость основной лифтовой колонны 9 спускают центральную лифтовую колонну 10 из труб меньшего диаметра и подвешивают в новой верхней переводной катушке 11, которую устанавливают на верхнем фланце крестовины 3 фонтанной елки.The
На верхней переводной катушке 11 вместо ранее применяемых коренной 1 и надкоренной 2 стволовых задвижек монтируют новую уменьшенного диаметра центральную стволовую задвижку 12. Под словом «новая» понимается монтаж оборудования другого типоразмера, а не того, что было использовано в ранее демонтируемой с устья фонтанной арматуры.Instead of the previously used root 1 and root 2 stem valves, a new, reduced diameter
На центральную стволовую задвижку 12 дополнительно монтируют новую меньшего размера верхнюю крестовину 13 с установленными с обеих сторон по одной верхней струнной задвижки 14 меньшего диаметра.An additional smaller
На верхнем фланце верхней крестовины 13 монтируют новую уменьшенного диаметра буферную задвижку 15.On the upper flange of the
Верхнюю струнную задвижку 14 посредством трубопровода 16 соединяют с трубопроводом 17, идущим от нижней струнной задвижки 4, с образованием общего трубопровода 18, называемого «выкидной линией».The
Далее (на фиг.2 не показано) устьевую обвязку самозадавливающейся газовой скважины оборудуют расходомерными устройствами и регулирующим клапаном и другим необходимым оборудованием для нормальной эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины с регулированием технологических режимов ее работы.Further (not shown in FIG. 2), the wellhead piping of a self-priming gas well is equipped with flowmeter devices and a control valve and other necessary equipment for the normal operation of a self-priming gas well with the regulation of technological modes of its operation.
Пример осуществления способа.An example implementation of the method.
С устья обводняющейся газовой скважины демонтируют фонтанную елку ЕФ 150/100x21 фонтанной арматуры АФК6-150/100×21 по ГОСТ 13846-89, оставляя на устье трубную головку ТГ 150×21 фонтанной арматуры АФК6-150/100×21 по ГОСТ 13846-89, размещенную на колонной головке ОКК1-168×219-210 по ГОСТ 13846-89. На переводной катушке трубной головки ТГ 150×21 монтируют крестовину фонтанной елки ЕФ 150/100×21 с установленными на ней с обеих сторон только по одной струнной задвижке ЗМС 100x21. Во внутреннюю полость основной лифтовой колонны диаметром 168 мм спускают центральную лифтовую колонну диаметром 89 мм и подвешивают в новой верхней переводной катушке, которую устанавливают на верхнем фланце крестовины фонтанной елки фонтанной елки ЕФ 150/100×21. Монтируют центральную стволовую задвижку ЗМС 89×21. На центральную стволовую задвижку монтируют верхнюю крестовину с установленными струнными задвижками ЗМС 89×21, а на нее - буферную задвижку ЗМС 89×21.From the mouth of the watered gas well dismantle the Christmas tree EF 150 / 100x21 of the fountain reinforcement AFK6-150 / 100 × 21 according to GOST 13846-89, leaving the pipe head TG 150 × 21 of the fountain reinforcement AFK6-150 / 100 × 21 in accordance with GOST 13846-89 located on the column head OKK1-168 × 219-210 according to GOST 13846-89. On the transfer coil of the TG 150 × 21 pipe head, the crosspiece of the EF 150/100 × 21 fountain tree is mounted with only one string valve ZMS 100x21 installed on both sides of it. The central lift column with a diameter of 89 mm is lowered into the internal cavity of the main lift column with a diameter of 168 mm and suspended in a new upper transfer coil, which is mounted on the upper flange of the spider of the fountain tree of the fountain tree EF 150/100 × 21. Mount the central stem valve ZMS 89 × 21. An upper crosspiece with installed ZMS 89 × 21 string valves is mounted on the central stem valve, and an 89 × 21 ZMS buffer valve is mounted on it.
Использование элементов старой демонтированной с устья фонтанной елки позволяет уменьшить металлоемкость нового поставляемого оборудования и снизить затраты на его приобретение без снижения надежности работы фонтанной арматуры и скважины в целом.The use of elements of an old Christmas tree dismantled from the mouth of the fountain tree can reduce the metal consumption of the new equipment supplied and reduce the cost of its acquisition without compromising the reliability of the fountain and the well as a whole.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013111178/03A RU2524787C1 (en) | 2013-03-12 | 2013-03-12 | Re-equipment of self-squeezing gas well head |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013111178/03A RU2524787C1 (en) | 2013-03-12 | 2013-03-12 | Re-equipment of self-squeezing gas well head |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2524787C1 true RU2524787C1 (en) | 2014-08-10 |
Family
ID=51355120
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013111178/03A RU2524787C1 (en) | 2013-03-12 | 2013-03-12 | Re-equipment of self-squeezing gas well head |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2524787C1 (en) |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1588859A1 (en) * | 1987-05-13 | 1990-08-30 | Р.Х. Арифулин, Т.Д. Саро н и Х.Х. Арифулин | Method and apparatus for replacement of gushing fixtures under pressure |
CN2929158Y (en) * | 2006-06-30 | 2007-08-01 | 新疆石油管理局采油工艺研究院 | Wellhead device of concentric double tube injection water |
RU123824U1 (en) * | 2012-07-13 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | GAS WELL DESIGN |
-
2013
- 2013-03-12 RU RU2013111178/03A patent/RU2524787C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1588859A1 (en) * | 1987-05-13 | 1990-08-30 | Р.Х. Арифулин, Т.Д. Саро н и Х.Х. Арифулин | Method and apparatus for replacement of gushing fixtures under pressure |
CN2929158Y (en) * | 2006-06-30 | 2007-08-01 | 新疆石油管理局采油工艺研究院 | Wellhead device of concentric double tube injection water |
RU123824U1 (en) * | 2012-07-13 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | GAS WELL DESIGN |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Кустышев А.В. "Проблемы и пути повышения эффективности эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки", Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2011 * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104481575B (en) | A kind of vapours displacement gas improves the method for gas pumping efficiency | |
CN104564001A (en) | Horizontal well multi-cluster fracturing method and multi-cluster perforating and fracturing pipe column for implementing method | |
CN103696744B (en) | Three stage layered commingled columns | |
CN104514522A (en) | Low-pressure gas well eddy current plunger water drainage and gas collection device | |
CN203626820U (en) | Gas-lift flow-aiding horizontal well water exploration tubular column | |
CN104481489A (en) | Coiled tube fracturing and well completion integration technological method for vertical gas well | |
RU2524787C1 (en) | Re-equipment of self-squeezing gas well head | |
RU2436932C1 (en) | Procedure for abandonment of well with multitude of intervals of leakage of production string | |
RU2601078C1 (en) | Method of suspending steel polymer flexible flush-joint pipe in well | |
CN104879097A (en) | Gas well production string provided with double parallel pipes | |
CN106351629A (en) | Gas Injection and Shallow Super Heavy Oil Production Integrated Device | |
CN105715234B (en) | Integrated pipe column is adopted from spraying machine | |
RU123824U1 (en) | GAS WELL DESIGN | |
CN205117297U (en) | Concentric double -barrelled gas well flow string | |
RU133188U1 (en) | GAS WELL DESIGN | |
CN104879098A (en) | Concentric double-pipe gas well production pipe column | |
CN206376780U (en) | Plunger lift fastener | |
CN103470233A (en) | Heavy oil reservoir natural gas huff-and-puff oil production process system and oil production method | |
CN202578614U (en) | Well head device special for oil gas well fracturing construction | |
CN202900129U (en) | Oil field borehole operation wellhead flange | |
CN202039816U (en) | Bidirectional back pressure valve | |
RU2465442C1 (en) | Method of lifting water from wells | |
RU2441135C1 (en) | Method of abandonment of oil-and-gas well with production string multiple untight sections | |
CN103291270B (en) | Jetting and fracturing pipe column and jetting and fracturing process | |
CN203239288U (en) | High-pressure gas lift valve capable of being thrown and pulled |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160313 |