RU2631517C1 - Способ для механизированной насосной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ для механизированной насосной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2631517C1 RU2631517C1 RU2016125760A RU2016125760A RU2631517C1 RU 2631517 C1 RU2631517 C1 RU 2631517C1 RU 2016125760 A RU2016125760 A RU 2016125760A RU 2016125760 A RU2016125760 A RU 2016125760A RU 2631517 C1 RU2631517 C1 RU 2631517C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- umbilical
- locking device
- electrical connectors
- lubricator
- submersible pump
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 29
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 28
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 8
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 claims description 4
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims description 4
- 210000003954 umbilical cord Anatomy 0.000 claims description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- XUKUURHRXDUEBC-KAYWLYCHSA-N Atorvastatin Chemical compound C=1C=CC=CC=1C1=C(C=2C=CC(F)=CC=2)N(CC[C@@H](O)C[C@@H](O)CC(O)=O)C(C(C)C)=C1C(=O)NC1=CC=CC=C1 XUKUURHRXDUEBC-KAYWLYCHSA-N 0.000 description 1
- 208000012868 Overgrowth Diseases 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000000059 patterning Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована при скважинной добыче нефти, а также при добыче газа из обводненных низконапорных газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение продуктивности скважины и продление сроков ее эксплуатации за счет минимизации сроков восстановления продуктивных характеристик пласта. По способу проводят подземные ремонты скважины. Для этого осуществляются спуск в скважину и подъем из нее погружной насосной установки на шлангокабеле. Запускают и осуществляют работу погружной насосной установки. Снижают забойное давление. Осуществляют вызов притока жидкости и газа из пласта, сепарацию газа от жидкости, поступление жидкости в погружной насос, нагнетание жидкости на поверхность или в нижележащий пласт и направление газа на поверхность по кольцевому пространству. При этом находящийся под давлением лубрикатор на устьевой арматуре скважины, необходимый для размещения в нем погружной насосной установки, необходим только в процессе спускоподъемных работ, а не всего срока эксплуатации. Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения содержит погружную насосную установку, спущенную в скважину на шлангокабеле, устьевую арматуру скважины с превентором, герметизатором, транспортером, станцию управления. К выходу из погружной насосной установки присоединен отрезок шлангокабеля с запорным устройством с электрическими разъемами. При этом длина отрезка шлангокабеля больше суммарной высоты превентора и герметизатора. Наружная поверхность запорного устройства с электрическими разъемами выполнена цилиндрической. Диаметр цилиндрической поверхности запорного устройства с электрическими разъемами составляет 0,95-1,00 от диаметра шлангокабеля. Верхний конец шлангокабеля снабжен запорным устройством с электрическими разъемами. Длина лубрикатора больше суммы длин погружной насосной установки, отрезка шлангокабеля и запорного устройства с электрическими разъемами. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Изобретения относятся к области нефтегазодобывающей промышленности и могут быть использованы при скважинной добыче нефти, а также при добыче газа из обводненных низконапорных газовых и газоконденсатных скважин.
Известны способ и устройство для эксплуатации низконапорных обводненных газовых и газоконденсатных скважин, включающий спуск в скважину колонны труб и погружной насосной установки с электрическим кабелем, запуск погружной насосной установки, снижение забойного давления, вызов притока жидкости и газа из пласта, сепарацию газа от жидкости, поступление жидкости в погружной насос, нагнетание жидкости на поверхность или в нижележащий пласт и направление газа на поверхность по кольцевому пространству, и устройство для его осуществления, содержащее колонну труб и погружную насосную установку с электрическим кабелем (Дроздов А.Н. Эксплуатация низконапорных газовых и газоконденсатных скважин механизированным способом. - Газовая промышленность, 2010, специальный выпуск журнала «РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - 80 лет», с. 63-67).
Известные способ и устройство не позволяют осуществлять эксплуатацию скважин без глушения при подземных ремонтах для замены погружного насосного оборудования. В результате увеличиваются затраты и время на проведение операций по подземному ремонту, также в процессе глушения малодебитных нефтяных и обводненных газовых скважин значительно ухудшаются фильтрационные характеристики околоскважинной зоны.
Известны способ эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления для его осуществления, включающие добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом (ЭЦН) и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию и ввод скважины в эксплуатацию. При нарушении герметичности эксплуатационной колонны негерметичность изолируют установкой пакера на уровне ниже интервала нарушения герметичности. Проводят обследование эксплуатационной колонны с выявлением интервала негерметичности и скреперование поверхности под пакер. На поверхности скважины выполняют монтаж внутрискважинного оборудования и по мере монтажа спускают с определенной скоростью в скважину. При этом конец силового кабеля пропускают через кабельный ввод пакера и герметично соединяют с приводом ЭЦН. К насосно-компрессорной трубе (НКТ) внутрискважинного оборудования неподвижным аксиальным соединением герметично пристыковывают пакер. На пакер навинчивают сбивной клапан, свинчивают НКТ с реперным патрубком и колонной НКТ. Колонну НКТ подгоночным патрубком на резьбе герметично закрепляют планшайбой в устье скважины и скважину вводят в рабочий режим эксплуатации постепенным увеличением частоты вращения ЭЦН под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой (RU 2559999, 2014, 2563268, 2014).
Известные способ и устройство не позволяют осуществлять эксплуатацию скважин без глушения при подземных ремонтах для замены погружного насосного оборудования. В результате в процессе глушения малодебитных скважин значительно ухудшаются фильтрационные характеристики околоскважинной зоны, что существенно осложняет процесс вывода скважин на режим и их последующую эксплуатацию.
Также известно оборудование для эксплуатации нефтяной добывающей скважины, обеспечивающего удержание оборвавшегося электроцентробежного насоса в скважине без его дальнейшего падения на забой, в том числе в горизонтальный необсаженный ствол и возможность проведения ремонтных работ в скважине без ее глушения. Оборудование для эксплуатации нефтяной добывающей скважины включает колонну насосно-компрессорных труб, снабженную электроцентробежным насосом с кабелем, спущенную ниже уровня добываемой нефти, эксплуатационный пакер, герметично установленный в эксплуатационной колонне ниже башмака электроцентробежного насоса, отсекающее устройство, размещенное над пакером, перепускное устройство, размещенное на нижнем торце пакера, и подпакерный хвостовик, выполненный из секции насосно-компрессорных труб и расположенный выше интервала перфорации или открытого необсаженного ствола и забоя (RU 136850, 2013).
Недостатком устройства является то, что скважины все равно приходится глушить при подземных ремонтах из-за того, что пакеры и клапаны-отсекатели в скважине не перекрывают полностью проход по причинам и разностенности обсадных эксплуатационных колонн, и трудности в настройке клапанов-отсекателей, и засорении механическими примесями, и зарастании отложениями солей, парафина, смол, асфальтенов.
Наиболее близкими к заявляемым изобретениям являются способ механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения, включающий проведение подземных ремонтов, при которых осуществляются спуск в скважину и подъем из нее погружной насосной установки на шлангокабеле без глушения, запуск и работу погружной насосной установки, снижение забойного давления, вызов притока жидкости и газа из пласта, сепарацию газа от жидкости, поступление жидкости в погружной насос, нагнетание жидкости на поверхность или в нижележащий пласт и направление газа на поверхность по кольцевому пространству, и устройство для его осуществления, содержащее погружную насосную установку, спущенную в скважину на шлангокабеле, устьевую арматуру с задвижками, лубрикатором, превентором, герметизатором, транспортером, станцию управления, а также агрегат для проведения спускоподъемных операций на щлангокабеле (The Use of Umbilicals as a New Technology of Artificial-Lift Operation of Oil and Gas Wells without Well Killing when Workover / Drozdov A.N., Malyavko E.A., Alekseev Y.L. and others. - SPE 160689, Proceedings - Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition 2012 2. - Moscow, 2012, pp. 867-883).
Известные способ и устройство не обеспечивают необходимого уровня безопасности работ, имеют низкую надежность и не позволяют сохранить превоначальное значение продуктивности пласта, вследствие того, что на устьевой арматуре скважины в процессе всего срока эксплуатации остается находящийся под давлением лубрикатор большой длины (до десяти метров и выше), достаточной для размещения в нем погружной насосной установки. Это создает большие неудобства и повышает риск возникновения аварий при проведении работ как при спускоподъемных операциях, так и при дальнейшей эксплуатации скважины.
Технической проблемой, на решение которой направлены настоящие решения, является устранение негативного влияния глушения на фильтрационные характеристики пласта и соответственно повышение надежности и уровня безопасности.
Указанная проблема решается тем, что в способе механизированной насосной эксплуатации скважин, включающем спуск в скважину и подъем из нее погружной насосной установки на шлангокабеле, запуск и работу погружной насосной установки, снижение забойного давления, вызов притока жидкости и газа из пласта, сепарацию газа от жидкости, поступление жидкости в погружной насос, нагнетание жидкости на поверхность или в нижележащий пласт и направление газа на поверхность по кольцевому пространству, согласно изобретению в процессе спуска устанавливают на арматуру скважины превентор, после чего погружную насосную установку с отрезком шлангокабеля, закрытым запорным устройством с электрическими разъемами, прикрепив запорное устройство к проволоке, проходящей через регулируемый сальник лубрикатора, размещают в лубрикаторе, устанавливают лубрикатор с погружной насосной установкой на превентор, уплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора, соединяют лубрикатор с внутренним пространством скважины, находящимся под давлением, затем спускают погружную насосную установку на проволоке на такую глубину, чтобы отрезок шлангокабеля располагался в превенторе, а запорное устройство находилось выше превентора, после чего закрывают превентор и зажимают отрезок шлангокабеля с одновременной герметизацией зазора, стравливают давление из лубрикатора, разуплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора, отрезают проволоку, демонтируют лубрикатор, устанавливают герметизатор, соединяют нижний конец шлангокабеля с его отрезком через запорное устройство с электрическими разъемами, закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, открывают запорное устройство с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, устанавливают транспортер, открывают превентор и осуществляют с помощью транспортера спуск погружной насосной установки на необходимую глубину в скважину под давлением, а затем закрывают превентор и зажимают шлангокабель, демонтируют транспортер и соединяют гидравлический канал запорного устройства верхнего конца шлангокабеля с выкидной линией скважины, а электрические разъемы запорного устройства верхнего конца шлангокабеля - с кабелем, ведущим к станции управления, после чего открывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, сообщая гидравлический канал шлангокабеля с выкидной линией скважины, и запускают погружную насосную установку, которая работает в скважине до отказа, а после отказа перед подъемом погружной насосной установки закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, отсоединяют выкидную линию скважины от гидравлического канала запорного устройства верхнего конца шлангокабеля, а электрические разъемы запорного устройства верхнего конца шлангокабеля - от кабеля, ведущего к станции управления, устанавливают транспортер, открывают превентор, в процессе подъема извлекают из скважины погружную насосную установку на шлангокабеле с помощью транспортера, причем поднимают погружную насосную установку на такое расстояние, чтобы отрезок шлангокабеля располагался в превенторе, а запорное устройство над отрезком шлангокабеля находилось выше герметизатора, затем закрывают превентор и зажимают отрезок шлангокабеля с одновременной герметизацией зазора, снимают транспортер, закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, открывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, стравливая давление из шлангокабеля, и отсоединяют его нижний конец от запорного устройства с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, демонтируют герметизатор, прикрепляют проволоку, пропущенную через регулируемый сальник лубрикатора, к запорному устройству с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, устанавливают лубрикатор, уплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора, открывают превентор, поднимают на проволоке погружную насосную установку с отрезком шлангокабеля и запорным устройством, отсекают лубрикатор от внутреннего пространства скважины, находящегося под давлением, стравливают давление из лубрикатора, демонтируют лубрикатор, разуплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора и вынимают из него отказавшую погружную насосную установку.
Указанная проблема решается тем, что в устройстве для механизированной насосной эксплуатации скважин, содержащем погружную насосную установку, спущенную в скважину на шлангокабеле, устьевую арматуру с задвижками, лубрикатором, превентором, герметизатором, транспортером, станцию управления, а также агрегат для проведения спускоподъемных операций на щлангокабеле, согласно изобретению к выходу из погружной насосной установки присоединен отрезок шлангокабеля с запорным устройством с электрическими разъемами, при этом длина отрезка шлангокабеля больше суммарной высоты превентора и герметизатора, а наружная поверхность запорного устройства с электрическими разъемами выполнена цилиндрической, причем величина диаметра цилиндрической поверхности запорного устройства с электрическими разъемами составляет 0,95-1,00 от диаметра шлангокабеля, лубрикатор снабжен регулируемым сальником, проволокой, роликом и лебедкой для спуска и подъема на проволоке погружной насосной установки с отрезком шлангокабеля и запорным устройством с электрическими разъемами, при этом длина лубрикатора больше суммы длин погружной насосной установки, отрезка шлангокабеля и запорного устройства с электрическими разъемами, а верхний конец шлангокабеля снабжен запорным устройством с электрическими разъемами.
Достигаемый технический результат заключается в повышении продуктивности скважин и продлении сроков эксплуатации за счет минимизации сроков восстановления продуктивных характеристик пласта.
На фиг. 1 представлена схема компоновки оборудования для механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения при осуществлении первой стадии подземного ремонта, на фиг. 2 - схема устьевого оборудования при отсоединении лубрикатора, на фиг. 3 - схема компоновки оборудования при проведении второй стадии подземного ремонта, на фиг. 4 - схема устройства для механизированной насосной эксплуатации скважины при подъеме жидкости и газа на поверхность, на фиг. 5 - вариант устройства при эксплуатации скважины, подъеме газа на поверхность и закачке воды в нижележащий пласт.
Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения содержит погружную насосную установку 1, спускаемую в скважину 2, пробуренную на пласт 3. На первой стадии подземного ремонта (фиг. 1) погружная насосная установка 1 с отрезком шлангокабеля 4, закрытым запорным устройством 5 с электрическими разъемами, прикрепленным к проволоке 6, размещена в лубрикаторе 7. Проволока 6 проходит через регулируемый сальник 8 лубрикатора 7. Лубрикатор 7 с погружной насосной установкой 1 стоит на превенторе 9, находящемся на устьевой арматуре 10 скважины 2. Проволока 6 уплотнена регулируемым сальником 8 лубрикатора 7 и проходит через ролик 11 к лебедке 12. Последняя предназначена для спуска и подъема на проволоке 6 погружной насосной установки 1 с отрезком шлангокабеля 4 и запорным устройством 5 с электрическими разъемами.
При завершении первой стадии подземного ремонта и отсоединенном лубрикаторе 7 (фиг. 2) отрезок шлангокабеля 4 зажат превентором 9 с одновременной герметизацией зазора, а закрытое запорное устройство 5 с электрическими разъемами расположено выше превентора 9. Лубрикатор 7 снабжен регулируемым сальником 8, проволокой 6, роликом 11. Длина лубрикатора 7 больше суммы длин погружной насосной установки 1, отрезка шлангокабеля 4 и запорного устройства с электрическими разъемами 5.
На второй стадии подземного ремонта (фиг. 3) в скважину 2 спущена погружная насосная установка 1 на шлангокабеле 13. На устьевой арматуре 10 установлены друг над другом превентор 9, герметизатор 14, транспортер 15. Для спуска погружной насосной установки 1 в скважину 2 на поверхности земли размещен также агрегат 16 с барабаном, на который намотан шлангокабель 13. К выходу из погружной насосной установки 1 присоединен отрезок шлангокабеля 4 с запорным устройством 5 с электрическими разъемами. Длина отрезка шлангокабеля 4 больше суммарной высоты превентора 9 и герметизатора 14, а наружная поверхность запорного устройства 5 с электрическими разъемами выполнена цилиндрической, причем величина диаметра цилиндрической поверхности запорного устройства с электрическими разъемами составляет 0,95-1,00 от диаметра шлангокабеля 3. Верхний конец шлангокабеля 13 снабжен запорным устройством с электрическими разъемами 17.
Скважина 2 сообщена с нефтяным пластом 3. Динамический уровень обозначен позицией 18. При эксплуатации скважины устройство содержит (см. фиг. 4) выкидную линию 19 и кабель 20 до станции управления 21.
В одном из вариантов устройства (см. фиг. 5) в скважину спущена насосная установка перевернутого типа, на выходе из которой установлен хвостовик 22 и пакер 23 для герметизации затрубного пространства 24 и нижележащего пласта 25.
Способ механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения согласно настоящему изобретению осуществляется следующим образом.
При проведении подземных ремонтов в скважину 2 спускают и поднимают из нее погружную насосную установку 1 на шлангокабеле 13 без глушения. В процессе спуска устанавливают на арматуру 10 скважины 2 превентор 5. Погружную насосную установку 1 с отрезком шлангокабеля 4, закрытым запорным устройством с электрическими разъемами 5, прикрепив запорное устройство 5 к проволоке 6, проходящей через регулируемый сальник 8 лубрикатора 7, размещают в лубрикаторе 7. Лубрикатор 7 с погружной насосной установкой 1 устанавливают на превентор 9. Затем уплотняют проволоку 6 регулируемым сальником 8 лубрикатора 7 и, открыв превентор 9, соединяют лубрикатор 7 с внутренним пространством скважины 2, находящимся под давлением. Погружную насосную установку 1 спускают на проволоке 6 на такую глубину, чтобы отрезок шлангокабеля 4 располагался в превенторе 9, а запорное устройство 5 находилось выше превентора 9, после чего закрывают превентор 9 и зажимают отрезок шлангокабеля 4 с одновременной герметизацией зазора. Стравливают давление из лубрикатора 7, разуплотняют проволоку 6 регулируемым сальником 8 лубрикатора 7, отрезают проволоку 6, демонтируют лубрикатор 7 (см. фиг. 2). После этого устанавливают герметизатор 14 и соединяют нижний конец шлангокабеля 13 с его отрезком 4 через запорное устройство с электрическими разъемами 5. Закрывают запорное устройство 17 с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля. Затем открывают запорное устройство с электрическими разъемами 5 на отрезке шлангокабеля 4, устанавливают транспортер 15, открывают превентор 9 и осуществляют с помощью транспортера 15 спуск на сматываемом с барабана агрегата 16 шлангокабеле 13 погружной насосной установки 1 на необходимую глубину в скважину 2 под давлением. Затем закрывают превентор 9 и зажимают шлангокабель 13. Производят демонтаж транспортера 15. После этого соединяют гидравлический канал запорного устройства верхнего конца шлангокабеля 17 с выкидной линией 19 скважины 2, а электрические разъемы запорного устройства верхнего конца шлангокабеля 17 - с кабелем 20, ведущим к станции управления 21. Затем открывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля 17, сообщая гидравлический канал шлангокабеля с выкидной линией скважины 19, и запускают погружную насосную установку 1.
Запустив погружную насосную установку 1 и снижая забойное давление, производят вызов притока жидкости и газа из пласта 3. Отсепарированная от газа жидкость поступает в погружной насос 1, который нагнетает ее на поверхность или в нижележащий пласт 25. Газ направляется на поверхность по кольцевому пространству 24. Погружная насосная установка 1 работает в скважине 2 до отказа.
После отказа перед подъемом погружной насосной установки 1 закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля 17, отсоединяют выкидную линию скважины 19 от гидравлического канала запорного устройства верхнего конца шлангокабеля 16, а электрические разъемы запорного устройства верхнего конца шлангокабеля 17 - от кабеля 20, ведущего к станции управления 21. Устанавливают транспортер 15, герметизатор 14 и открывают превентор 9. В процессе подъема извлекают из скважины погружную насосную установку 1 на шлангокабеле 13 с помощью транспортера 15. Шлангокабель 13 наматывают на барабан агрегата 16. Погружную насосную установку 1 поднимают на такое расстояние, чтобы отрезок шлангокабеля 4 располагался в превенторе 9, а запорное устройство 5 над отрезком шлангокабеля 4 находилось выше герметизатора 14. Затем закрывают превентор 9 и зажимают отрезок шлангокабеля 4 с одновременной герметизацией зазора. Снимают транспортер 15 и закрывают запорное устройство с электрическими разъемами 5 на отрезке шлангокабеля 4. После этого открывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля 17, стравливая давление из шлангокабеля, и отсоединяют его нижний конец от запорного устройства с электрическими разъемами 5 на отрезке шлангокабеля 4. Демонтируют герметизатор 14, прикрепляют проволоку 6, пропущенную через регулируемый сальник 8 лубрикатора 7, к запорному устройству с электрическими разъемами 5 на отрезке шлангокабеля 4. Устанавливают лубрикатор 7, уплотняют проволоку 6 регулируемым сальником 8 лубрикатора 7, открывают превентор 9 и поднимают на проволоке погружную насосную установку 1 с отрезком шлангокабеля 4 и запорным устройством 5. Затем отсекают лубрикатор 7 от внутреннего пространства скважины 2, находящегося под давлением, закрыв превентор, стравливают давление из лубрикатора 7, демонтируют лубрикатор 7, разуплотняют проволоку 6 регулируемым сальником 8 лубрикатора 7 и вынимают из него отказавшую погружную насосную установку 1, которую отвозят затем в ремонтный цех.
Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения работает следующим образом.
Погружная насосная установка 1 откачивает жидкость и газ из пласта 3. Погружной насос 1 нагнетает жидкость на поверхность или в нижележащий пласт 25. Газ направляется на поверхность по кольцевому пространству 24.
Спуск и подъем погружной насосной установки 1 осуществляют без глушения скважины 2 так, как описано выше.
При этом запорное устройство с электрическими разъемами 5, присоединенное к отрезку шлангокабеля 4, может открываться и закрываться с помощью или механического, или электрического, или гидравлического привода.
Таким образом, обеспечивается увеличение надежности и расширение области применения механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения при подземных ремонтах в технологических процессах добычи нефти и газа за счет повышения уровня безопасности путем предотвращения риска возникновения аварий.
Claims (6)
1. Способ механизированной насосной эксплуатации скважин, включающий спуск в скважину и подъем из нее погружной насосной установки на шлангокабеле, запуск и работу погружной насосной установки, снижение забойного давления, вызов притока жидкости и газа из пласта, сепарацию газа от жидкости, поступление жидкости в погружной насос, нагнетание жидкости на поверхность или в нижележащий пласт и направление газа на поверхность по кольцевому пространству, отличающийся тем, что в процессе спуска устанавливают на арматуру скважины превентор, после чего погружную насосную установку с отрезком шлангокабеля, закрытым запорным устройством с электрическими разъемами, прикрепив запорное устройство к проволоке, проходящей через регулируемый сальник лубрикатора, размещают в лубрикаторе, устанавливают лубрикатор с погружной насосной установкой на превентор, уплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора, соединяют лубрикатор с внутренним пространством скважины, находящимся под давлением, затем спускают погружную насосную установку на проволоке на такую глубину, чтобы отрезок шлангокабеля располагался в превенторе, а запорное устройство находилось выше превентора, после чего закрывают превентор и зажимают отрезок шлангокабеля с одновременной герметизацией зазора, стравливают давление из лубрикатора, разуплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора, отрезают проволоку, демонтируют лубрикатор, устанавливают герметизатор, соединяют нижний конец шлангокабеля с его отрезком через запорное устройство с электрическими разъемами, закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, открывают запорное устройство с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, устанавливают транспортер, открывают превентор и осуществляют с помощью транспортера спуск погружной насосной установки на необходимую глубину в скважину под давлением, а затем закрывают превентор и зажимают шлангокабель, демонтируют транспортер и соединяют гидравлический канал запорного устройства верхнего конца шлангокабеля с выкидной линией скважины, а электрические разъемы запорного устройства верхнего конца шлангокабеля - с кабелем, ведущим к станции управления, после чего открывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, сообщая гидравлический канал шлангокабеля с выкидной линией скважины, и запускают погружную насосную установку, которая работает в скважине до отказа, а после отказа перед подъемом погружной насосной установки закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, отсоединяют выкидную линию скважины от гидравлического канала запорного устройства верхнего конца шлангокабеля, а электрические разъемы запорного устройства верхнего конца шлангокабеля - от кабеля, ведущего к станции управления, устанавливают транспортер, открывают превентор, в процессе подъема извлекают из скважины погружную насосную установку на шлангокабеле с помощью транспортера, причем поднимают погружную насосную установку на такое расстояние, чтобы отрезок шлангокабеля располагался в превенторе, а запорное устройство над отрезком шлангокабеля находилось выше герметизатора, затем закрывают превентор и зажимают отрезок шлангокабеля с одновременной герметизацией зазора, снимают транспортер, закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, открывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, стравливая давление из шлангокабеля, и отсоединяют его нижний конец от запорного устройства с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, демонтируют герметизатор, прикрепляют проволоку, пропущенную через регулируемый сальник лубрикатора, к запорному устройству с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, устанавливают лубрикатор, уплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора, открывают превентор, поднимают на проволоке погружную насосную установку с отрезком шлангокабеля и запорным устройством, отсекают лубрикатор от внутреннего пространства скважины, находящегося под давлением, стравливают давление из лубрикатора, демонтируют лубрикатор, разуплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора и вынимают из него отказавшую погружную насосную установку.
2. Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин, содержащее погружную насосную установку, спущенную в скважину на шлангокабеле, устьевую арматуру скважины с превентором, герметизатором, транспортером, станцию управления, а также агрегат для проведения спускоподъемных операций на шлангокабеле, отличающееся тем, что к выходу из погружной насосной установки присоединен отрезок шлангокабеля с запорным устройством с электрическими разъемами, при этом длина отрезка шлангокабеля больше суммарной высоты превентора и герметизатора, а наружная поверхность запорного устройства с электрическими разъемами выполнена цилиндрической, причем величина диаметра цилиндрической поверхности запорного устройства с электрическими разъемами составляет 0,95-1,00 от диаметра шлангокабеля, верхний конец шлангокабеля снабжен запорным устройством с электрическими разъемами, лубрикатор снабжен регулируемым сальником, проволокой, роликом и лебедкой для спуска и подъема на проволоке погружной насосной установки с отрезком шлангокабеля и запорным устройством с электрическими разъемами, при этом длина лубрикатора больше суммы длин погружной насосной установки, отрезка шлангокабеля и запорного устройства с электрическими разъемами.
3. Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин по п. 2, отличающееся тем, что запорное устройство с электрическими разъемами, присоединенное к отрезку шлангокабеля, имеет механический привод для открытия и закрытия.
4. Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин по п. 2, отличающееся тем, что запорное устройство с электрическими разъемами, присоединенное к отрезку шлангокабеля, имеет электрический привод для открытия и закрытия.
5. Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин по п. 2, отличающееся тем, что запорное устройство с электрическими разъемами, присоединенное к отрезку шлангокабеля, имеет гидравлический привод для открытия и закрытия.
6. Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин по п. 2 отличающееся тем, что в скважину спущена насосная установка перевернутого типа, на выходе из которой расположены хвостовик и пакер для герметизации затрубного пространства и нижележащего пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125760A RU2631517C1 (ru) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Способ для механизированной насосной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125760A RU2631517C1 (ru) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Способ для механизированной насосной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2631517C1 true RU2631517C1 (ru) | 2017-09-25 |
Family
ID=59931246
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016125760A RU2631517C1 (ru) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Способ для механизированной насосной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2631517C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2729548C1 (ru) * | 2020-02-13 | 2020-08-07 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Способ добычи газа из обводняющегося газового пласта |
| RU2738875C1 (ru) * | 2020-06-25 | 2020-12-17 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Способ монтажа установки электроцентробежного насоса на грузонесущем кабеле (варианты) |
| RU2818222C1 (ru) * | 2023-04-14 | 2024-04-25 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Инструмент для подготовки эксплуатационной колонны к работе насосного оборудования и способ его использования |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA004100B1 (ru) * | 2000-02-15 | 2003-12-25 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и устройство для интенсификации множества интервалов формации |
| RU2398100C2 (ru) * | 2008-09-19 | 2010-08-27 | Олег Марсович Гарипов | Способ эксплуатации скважины гарипова и устройство для его осуществления (варианты) |
| RU2506416C1 (ru) * | 2011-08-23 | 2014-02-10 | Олег Марсович Гарипов | Скважинная насосная установка |
| RU2549937C1 (ru) * | 2014-03-31 | 2015-05-10 | Ривенер Мусавирович Габдуллин | Скважинная насосная установка |
-
2016
- 2016-06-28 RU RU2016125760A patent/RU2631517C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA004100B1 (ru) * | 2000-02-15 | 2003-12-25 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и устройство для интенсификации множества интервалов формации |
| RU2398100C2 (ru) * | 2008-09-19 | 2010-08-27 | Олег Марсович Гарипов | Способ эксплуатации скважины гарипова и устройство для его осуществления (варианты) |
| RU2506416C1 (ru) * | 2011-08-23 | 2014-02-10 | Олег Марсович Гарипов | Скважинная насосная установка |
| RU2549937C1 (ru) * | 2014-03-31 | 2015-05-10 | Ривенер Мусавирович Габдуллин | Скважинная насосная установка |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| DROSDOV A.N. et al., The Use of Umbilicals as a New Technology of Artificial-Lift Operation of Oil and Gas Wells without Well Killing when Workover, SPE 160689, Proceedings - Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition 2012 2, Moscow, 2012, p. 867-883. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2729548C1 (ru) * | 2020-02-13 | 2020-08-07 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Способ добычи газа из обводняющегося газового пласта |
| RU2738875C1 (ru) * | 2020-06-25 | 2020-12-17 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Способ монтажа установки электроцентробежного насоса на грузонесущем кабеле (варианты) |
| WO2021262033A1 (ru) * | 2020-06-25 | 2021-12-30 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Способ монтажа установки электроцентробежного насоса на грузонесущем кабеле (варианты) |
| RU2818222C1 (ru) * | 2023-04-14 | 2024-04-25 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Инструмент для подготовки эксплуатационной колонны к работе насосного оборудования и способ его использования |
| RU2821078C1 (ru) * | 2024-01-25 | 2024-06-17 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов имени Патриса Лумумбы" (РУДН) | Способ эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7677320B2 (en) | Subsea well with electrical submersible pump above downhole safety valve | |
| US7363983B2 (en) | ESP/gas lift back-up | |
| US8689879B2 (en) | Fluid displacement methods and apparatus for hydrocarbons in subsea production tubing | |
| US8950476B2 (en) | Coiled tubing deployed ESP | |
| RU2520201C1 (ru) | Способ поддержания давления в скважине | |
| US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| US20050016735A1 (en) | ROV retrievable sea floor pump | |
| US8261838B2 (en) | Artificial lift system | |
| CN105804680A (zh) | 一种油气田带压修井作业装置及方法 | |
| RU2394978C1 (ru) | Способ освоения и эксплуатации скважин | |
| NO20140379A1 (no) | Dobbel strippeanordning | |
| RU2296213C2 (ru) | Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины | |
| RU2631517C1 (ru) | Способ для механизированной насосной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления | |
| CN205605156U (zh) | 一种油气田带压修井作业装置 | |
| CN110234836B (zh) | 带罩电潜泵 | |
| RU2301885C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины | |
| CN110685616B (zh) | 低渗水敏油井的修井作业方法 | |
| RU2559999C2 (ru) | Способ освоения и эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления | |
| US10480307B2 (en) | Method for providing well safety control in a remedial electronic submersible pump (ESP) application | |
| RU2614998C1 (ru) | Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны | |
| RU2324050C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта газоконденсатной скважины | |
| MX2011004687A (es) | Metodo para modificar un pozo de produccion de petroleo existente en una ubicacion submarina, y un pozo de produccion de petroleo modificado de tal manera. | |
| RU2783030C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта | |
| RU2730158C1 (ru) | Способ ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины | |
| RU2722897C1 (ru) | Способ бесперебойной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающий вынос скапливающейся забойной жидкости |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180119 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180629 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20191106 |