RU2794031C1 - Method for successively lowering two pipe strings with downhole equipment into a well and a device for its implementation - Google Patents
Method for successively lowering two pipe strings with downhole equipment into a well and a device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2794031C1 RU2794031C1 RU2022129670A RU2022129670A RU2794031C1 RU 2794031 C1 RU2794031 C1 RU 2794031C1 RU 2022129670 A RU2022129670 A RU 2022129670A RU 2022129670 A RU2022129670 A RU 2022129670A RU 2794031 C1 RU2794031 C1 RU 2794031C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- preventer
- flange
- pipe
- wellhead
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к способам и устройствам, предназначенным для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с помощью превентора, устанавливаемого на устье скважины на различные типоразмеры опорных фланцевых устьевых арматур, в частности для проведения спуско-подъёмных операций (СПО) в скважинах, оснащённых двухрядной колонной труб с внутрискважинным оборудованием (одновременно раздельная добыча, одновременно раздельная закачка) с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), охраны недр и окружающей среды.The invention relates to methods and devices designed to seal the mouth of oil and gas wells using a preventer installed at the wellhead on various sizes of supporting flanged wellhead fittings, in particular for carrying out tripping operations (TR) in wells equipped with a double-row pipe string with downhole equipment (simultaneously separate production, simultaneous separate injection) in order to ensure safety, prevent and eliminate oil and gas manifestations (OGVP), protect the subsoil and the environment.
Известен способ установки плашечного превентора на опорном фланце устьевой арматуры (патент RU № 2632721, опубл.09.10.2017), включающий герметичное крепление превентора нижним фланцем на опорном фланце устьевой арматуры, при проведении спуско-подъемных операций оборудование на колонне труб перемещают через вертикальный осевой канал корпуса превентора. Для закрытия превентора, т.е. герметизации спущенной в скважину колонны труб вращением штурвалов по направлению часовой стрелки смыкают трубные плашки до полного охвата снаружи колонны труб, а для открытия превентора после сброса давления необходимо отвести трубные плашки вращением штурвалов против направления часовой стрелки в исходное положение до полного открытия вертикального осевого канала корпуса превентора.A known method of installing a ram preventer on the wellhead valve support flange (patent RU No. 2632721, publ. 10/09/2017), including hermetic fastening of the preventer by the lower flange on the wellhead valve support flange, during tripping operations, the equipment on the pipe string is moved through a vertical axial channel preventer body. To close the preventer, i.e. sealing of the pipe string lowered into the well, by turning the handwheels in the clockwise direction, the pipe rams are closed until they are completely wrapped around the outside of the pipe string, and to open the preventer after depressurizing, it is necessary to retract the pipe rams by rotating the handwheels counterclockwise to the initial position until the vertical axial channel of the preventer body is fully opened .
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, сложность установки (монтажа-демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного выполнения СПО двух колонн труб различных диаметров, например, две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием, связанной с разборкой устьевой арматуры. Это обусловлено тем, что при проведении СПО первого или второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо: демонтировать превентор после проведения СПО с первым рядом колонны труб с внутрискважинным оборудованием, разобрать устьевую арматуру, заменить сменное кольцо, смонтировать превентор на опорном фланце устьевой арматуры для спуска второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием;- firstly, the complexity of the installation (mounting-dismantling) of the preventer on the support flange of the wellhead equipment in the process of successive running of two strings of pipes of different diameters, for example, two strings of tubing with an outer diameter of 60 and 48 mm, with downhole equipment associated with disassembly of wellhead fittings. This is due to the fact that during the tripping of the first or second row of the pipe string with downhole equipment, it is necessary to: dismantle the preventer after the trip with the first row of the pipe string with downhole equipment, disassemble the wellhead valves, replace the replaceable ring, mount the preventer on the support flange of the wellhead valve for running second row of pipe string with downhole equipment;
- во-вторых, длительность разборки устьевой арматуры, а также демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного спуска двух колонн с внутрискважинным оборудованием, связанных с необходимостью замены сменного кольца на устьевой арматуре скважины;- secondly, the duration of wellhead valve dismantling, as well as the dismantling-mounting of the preventer on the wellhead valve support flange in the process of successive lowering of two strings with downhole equipment, associated with the need to replace the replaceable ring on the wellhead valve;
- в-третьих, низкая безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием. Это обусловлено тем, что после СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо сначала демонтировать превентор с опорного фланца устьевой арматуры, а потом вновь смонтировать превентор на другой фланец, предварительно закрепив его на устье, чтобы произвести СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием. Поэтому в этот период времени в течение 10-15 минут устье скважины остаётся открытым, что может привести к возникновению НГВП и созданию критической ситуации на скважине.- thirdly, the low safety of work by maintenance personnel at the wellhead in the process of consecutive descent of two strings of pipes with downhole equipment. This is due to the fact that after tripping the first row of the pipe string with downhole equipment, it is necessary to first dismantle the preventer from the support flange of the wellhead equipment, and then re-mount the preventer on the other flange, after fixing it to the wellhead, in order to trip the first row of the pipe string with downhole equipment. Therefore, during this period of time, the wellhead remains open for 10-15 minutes, which can lead to the occurrence of OGWP and the creation of a critical situation in the well.
Известен превентор плашечный (патент RU № 2632721, опубл. 09.10.2017), содержащий превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры. Превентор содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, корпус оснащен вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Нижние глухие плашки, размещенные в плашечном блоке, непосредственно перекрывают вертикальный осевой канал корпуса, причем их корпуса являются корпусами плашечных блоков, корпуса верхних трубных плашек в поперечном сечении имеют прямоугольную форму и размещены в прямоугольных выемках корпусов нижних плашек с возможностью перемещения, при этом эластичные уплотнители размещены в фигурных пазах, выполненных в корпусах плашек, а продольные оси приводных штоков плашек разнесены относительно друг друга в вертикальной диаметральной плоскости и взаимодействуют с двумя резьбовыми отверстиями крышки.A ram preventer is known (patent RU No. 2632721, publ. 09.10.2017), containing a preventer with a cast lower flange, which is hermetically mounted on the support flange of the wellhead valve. The preventer contains upper and lower flanges rigidly connected to the body, the body is equipped with a vertical round axial channel, side horizontal channels are symmetrically located relative to the axial channel, the longitudinal axes of the side horizontal channels are located perpendicular to the axis of the vertical channel, in the first horizontal channels made in the body with the possibility of longitudinal movement, ram blocks are installed, in which pipe rams are placed, equipped with elastic seals, and manual drives for controlling rams, including ram drive rods having threaded connections for interacting with covers screwed into the body, while the cavities of the ram block bodies in cross section have a rectangular shape, and elastic seals are placed in the grooves made in the pipe rams. The lower blind rams placed in the ram block directly cover the vertical axial channel of the body, and their bodies are the bodies of the ram blocks, the bodies of the upper pipe rams are rectangular in cross section and are placed in the rectangular recesses of the lower ram bodies with the possibility of movement, while elastic seals are placed in shaped grooves made in the bodies of the dies, and the longitudinal axes of the drive rods of the dies are spaced relative to each other in a vertical diametrical plane and interact with two threaded holes of the cover.
Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:
- во-первых, невозможность последовательного выполнения спуско-подъёмных операций двух колонн труб различных диаметров, например две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием без разборки устьевой арматуры и демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры под колонну труб другого диаметра; - firstly, the impossibility of consecutive tripping of two strings of pipes of different diameters, for example, two strings of tubing with an outer diameter of 60 and 48 mm, with downhole equipment without disassembling the wellhead valves and dismantling and mounting the preventer on the support flange of the wellhead a string of pipes of a different diameter;
- во-вторых, трудоёмкость работ, связанная с разборкой и сборкой устьевой арматуры;- secondly, the laboriousness of work associated with the disassembly and assembly of wellhead valves;
- в-третьих, высокие затраты на изготовление сменных колец различного типоразмера.- thirdly, high costs for the manufacture of replaceable rings of various sizes.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием, включающим установку и крепление с помощью шпилек и гаек превентора на опорном фланце устьевой арматуры, спуск и закрепление двух колонн труб (патент RU № 2724695, МПК Е21В 33/06, опубл. 25.06.2020). Предварительно на корпусе превентора устанавливают грузоподъёмные проушины под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением относительно друг от друга в вертикальной плоскости, выбирают превентор с минимальными присоединительным и герметизирующим размерами нижнего фланца, соответствующими опорному фланцу устьевой арматуры, нижний фланец превентора герметично соединяют со сменным кольцом большего типоразмера, чем нижний фланец, но соответствующего размерам опорного фланца устьевой арматуры, затем превентор со сменным кольцом поднимают за грузоподъёмные проушины с углом наклона, соответствующим углу наклона опорного фланца скважины с наклонным устьем и герметично крепят на опорном фланце устьевой арматуры, при этом сменное кольцо выполняют размерами присоединительным и герметизирующим, равными типоразмерам опорных фланцев устьевых арматур, причём при необходимости крепления превентора к опорному фланцу устьевой арматуры другого типоразмера производят замену, установленного сменного кольца на другое сменное кольцо, соответствующее тому опорному фланцу устьевой арматуры, на который будет крепиться превентор.The closest in terms of technical essence and the achieved result is a method for sequentially lowering two pipe strings into the well with downhole equipment, including installation and fastening with the help of studs and nuts of a preventer on the support flange of the wellhead valve, lowering and securing two pipe strings (patent RU No. 2724695, IPC E21B 33/06, published 06/25/2020). Lifting lugs are preliminarily installed on the preventer body at an angle of 180° with respect to each other and offset relative to each other in the vertical plane, a preventer is selected with the minimum connecting and sealing dimensions of the lower flange corresponding to the support flange of the wellhead valve, the lower flange of the preventer is hermetically connected to with a replaceable ring of a larger standard size than the lower flange, but corresponding to the dimensions of the wellhead valve support flange, then the preventer with a replaceable ring is lifted by the lifting eyes with an inclination angle corresponding to the inclination angle of the wellhead wellhead support flange and hermetically fixed on the wellhead valve support flange, while the replaceable ring is made with connecting and sealing dimensions equal to the standard sizes of the wellhead valve support flanges, and if it is necessary to attach the preventer to the wellhead valve support flange of a different size, the installed replaceable ring is replaced with another replaceable ring corresponding to the wellhead valve support flange on which the preventer will be mounted .
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, сложность установки (монтажа-демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного выполнения СПО двух колонн труб различных диаметров, например две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием, связанных с разборкой устьевой арматуры. Это обусловлено тем, что при проведении СПО первого или второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо: демонтировать превентор после проведения СПО с первым рядом колонны труб с внутрискважинным оборудованием, разобрать устьевую арматуру, заменить сменное кольцо, смонтировать превентор на опорном фланце устьевой арматуры для спуска второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием;- firstly, the complexity of installing (mounting-dismantling) a preventer on the support flange of the wellhead equipment in the process of successive running of two strings of pipes of different diameters, for example, two strings of tubing with an outer diameter of 60 and 48 mm, with downhole equipment associated with disassembly of wellhead fittings. This is due to the fact that during the tripping of the first or second row of the pipe string with downhole equipment, it is necessary to: dismantle the preventer after the trip with the first row of the pipe string with downhole equipment, disassemble the wellhead valves, replace the replaceable ring, mount the preventer on the support flange of the wellhead valve for running second row of pipe string with downhole equipment;
- во-вторых, длительность и трудоемкость разборки устьевой арматуры, а также демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного спуска двух колонн с внутрискважинным оборудованием, связанной с необходимостью замены сменного кольца на устьевой арматуре скважины;- secondly, the duration and laboriousness of wellhead valve dismantling, as well as the dismantling and mounting of the preventer on the wellhead valve support flange in the process of successive lowering of two strings with downhole equipment, associated with the need to replace the replaceable ring on the wellhead wellhead valve;
- в-третьих, низкая безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием. Это обусловлено тем, что после СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо сначала демонтировать превентор с опорного фланца устьевой арматуры, а потом вновь смонтировать превентор на другой фланец, предварительно закрепив его на устье, чтобы произвести СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием. Поэтому в этот период времени в течение 10-15 минут устье скважины остаётся открытым, что может привести к возникновению НГВП и созданию критической ситуации на скважине.- thirdly, the low safety of work by maintenance personnel at the wellhead in the process of consecutive descent of two strings of pipes with downhole equipment. This is due to the fact that after tripping the first row of the pipe string with downhole equipment, it is necessary to first dismantle the preventer from the support flange of the wellhead equipment, and then re-mount the preventer on the other flange, after fixing it to the wellhead, in order to trip the first row of the pipe string with downhole equipment. Therefore, during this period of time, the wellhead remains open for 10-15 minutes, which can lead to the occurrence of OGWP and the creation of a critical situation in the well.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является превентор, содержащий превентор с большим проходным диаметром с литыми нижним и верхнем фланцами, нижний эксцентричный фланец превентора с меньшим проходным сечением крепится герметично на опорный фланец устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек (патент RU № 2724695, МПК Е21В 33/06, опубл. 25.06.2020). Нижний фланец превентора выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим минимальным размерам опорного фланца устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным присоединительным и герметизирующим размерами, соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры на который крепится превентор, причем сменное кольцо установлено под нижним фланцем с возможностью герметичного крепления болтовым соединением, нижний фланец превентора оснащен металлическим кольцом, а присоединительный размер нижнего фланца соответствует межцентровому диаметру болтового соединения, выполненному в сменном кольце, на корпусе превентора жестко закреплены грузоподъёмные проушины со смещением по высоте относительно друг от друга с возможностью установки превентора на устье наклонной скважины, причём сменное кольцо выполнено с кольцевыми канавками с возможностью установки герметизирующих металлических колец.The closest in technical essence and the achieved result is a preventer containing a preventer with a large bore diameter with cast lower and upper flanges, the lower eccentric flange of the preventer with a smaller bore section is hermetically mounted on the support flange of the wellhead valve using studs and nuts (patent RU No. 2724695, IPC E21B 33/06, published 06/25/2020). The lower flange of the preventer is made with connecting and sealing dimensions corresponding to the minimum dimensions of the wellhead valve support flange, while the preventer is equipped with a replaceable ring made with connecting and sealing dimensions corresponding to the dimensions of the wellhead valve support flange on which the preventer is attached, and the replaceable ring is installed under the lower flange with the possibility of hermetic fastening by bolting, the lower flange of the preventer is equipped with a metal ring, and the connecting size of the lower flange corresponds to the center-to-center diameter of the bolted connection, made in a replaceable ring, lifting eyes are rigidly fixed on the preventer body with a height offset relative to each other with the possibility of installing the preventer on the wellhead inclined well, and the replaceable ring is made with annular grooves with the possibility of installing sealing metal rings.
Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:
- во-первых, невозможность последовательного выполнения спуско-подъёмных операций двух колонн труб различных диаметров, например две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием без разборки устьевой арматуры и демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры под колонну труб другого диаметра; - firstly, the impossibility of consecutive tripping of two strings of pipes of different diameters, for example, two strings of tubing with an outer diameter of 60 and 48 mm, with downhole equipment without disassembling the wellhead valves and dismantling and mounting the preventer on the support flange of the wellhead a string of pipes of a different diameter;
- во-вторых, трудоёмкость работ, связанная с разборкой и сборкой устьевой арматуры;- secondly, the laboriousness of work associated with the disassembly and assembly of wellhead valves;
- в-третьих, низкая безопасность при выполнении СПО и высокие затраты на изготовление сменных колец различного типоразмера.- thirdly, low safety in the implementation of the SPO and high costs for the manufacture of replaceable rings of various sizes.
Техническими задачами предложения являются упрощение и обеспечение последовательного выполнения СПО с двумя колоннами труб с внутрискважинным оборудованием без демонтажа превентора между проведением СПО с двумя колоннами труб различных диаметров, снижение трудоемкости и сокращение продолжительности разборки устьевой арматуры и монтажа (демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры, при повышении безопасности проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием, а также расширение арсенала средств последовательного выполнения СПО с двумя колоннами труб с внутрискважинным оборудованием без демонтажа превентора между проведением СПО с двумя колоннами труб различных диаметров.The technical objectives of the proposal are to simplify and ensure consistent execution of tripping with two strings of pipes with downhole equipment without dismantling the preventer between trips with two strings of pipes of different diameters, reducing labor intensity and reducing the duration of disassembling wellhead valves and mounting (dismantling) of the preventer on the support flange of wellhead valves, while improving the safety of work by maintenance personnel at the wellhead in the process of successively running two strings of pipes with downhole equipment, as well as expanding the arsenal of means for sequentially performing tripping with two strings of pipes with downhole equipment without dismantling the preventer between running trips with two strings of pipes of different diameters.
Технические задачи решаются способом проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием, включающим установку и крепление с помощью шпилек и гаек превентора на опорном фланце устьевой арматуры, спуск и закрепление двух колонн труб.Technical problems are solved by the method of successively lowering two pipe strings with downhole equipment into the well, including the installation and fastening of a preventer on the support flange of the wellhead valve with the help of studs and nuts, running and securing two pipe strings.
Новым является то, что на опорный фланец устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек крепят превентор с большим проходным диаметром, затем через больший проходной диаметр превентора производят спуск первой колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, после спуска в скважину первой колонны труб на её верхний конец наворачивают трубодержатель, затем доспускают первую колонну труб в скважину и устанавливают трубодержатель в опорный фланец устьевой арматуры без демонтажа превентора, далее на верхний фланец превентора с помощью шпилек и гаек крепят нижний фланец, выполненный с эксцентриситетом, дополнительного превентора с меньшим проходным диаметром, затем сначала через меньший проходной диаметр дополнительного превентора, а затем через больший проходной диаметр превентора производят спуск второй колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, после спуска в скважину второй колонны труб её верхний конец закрепляют в трубодержателе, после чего демонтируют превентор и дополнительный превентор, и устанавливают верхний фланец на опорный фланец устьевой арматуры.What is new is that a preventer with a large bore diameter is attached to the support flange of the wellhead with the help of studs and nuts; pipe hanger, then the first pipe string is allowed into the well and the pipe hanger is installed in the support flange of the wellhead without dismantling the preventer; diameter of the additional preventer, and then through the larger diameter of the preventer, the second pipe string equipped with downhole equipment is lowered, after lowering the second pipe string into the well, its upper end is fixed in the pipe holder, after which the preventer and the additional preventer are dismantled, and the upper flange is installed on the support wellhead valve flange.
Технические задачи решаются устройством для проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием, содержащим превентор с литым верхним и нижним фланцем с большим проходным диаметром, закрепленный герметично нижним фланцем на опорном фланце устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек.Technical problems are solved by a device for successively lowering two strings of pipes with downhole equipment into the well, containing a preventer with a cast upper and lower flange with a large bore diameter, hermetically fixed by the lower flange on the support flange of the wellhead with the help of studs and nuts.
Новым является то, что опорный фланец устьевой арматуры оснащён трубодержателем, а на верхнем фланце превентора с большим проходным диаметром с помощью шпилек и гаек нижним фланцем с эксцентриситетом – e относительно осевого канала закреплён дополнительный превентор с меньшим проходным диаметром.What is new is that the support flange of the wellhead valve is equipped with a pipe hanger, and on the upper flange of the preventer with a large bore diameter, with the help of studs and nuts, an additional preventer with a smaller bore diameter is attached to the lower flange with eccentricity - e relative to the axial channel.
На фиг. 1 изображен превентор, установленный на фланце устьевой арматуры.In FIG. 1 shows a blowout preventer mounted on a wellhead valve flange.
На фиг. 2 изображен превентор на фланце устьевой арматуры со спущенной первой колонной труб с трубодержателем.In FIG. 2 shows a preventer on the wellhead valve flange with the first string of pipes with a pipe hanger lowered.
На фиг. 3 изображены превенторы, установленные на фланце устьевой арматуры перед спуском второй колонны труб.In FIG. Figure 3 shows BOPs installed on the wellhead valve flange prior to running the second pipe string.
На фиг. 4 изображены превенторы, установленные на фланце устьевой арматуры при спуске второй колонны труб.In FIG. Figure 4 shows BOPs installed on the wellhead valve flange when running the second pipe string.
Устройство для проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием состоит из превентора 1 (фиг. 1-4) с большим проходным диаметром c литым нижним фланцем 2 и литым верхним фланцем 3. Превентор 1 закреплён нижним фланцем 2 герметично на опорный фланец 4 устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек. Опорный фланец 4 устьевой арматуры оснащён трубодержателем 5 (фиг. 2-4). На верхнем фланце 3 превентора 1 с большим проходным диаметром с помощью шпилек и гаек закреплён герметично дополнительный превентор 6 (фиг. 3-4) с меньшим проходным диаметром. Превентор 6 имеет литой нижний фланец 7, выполненный с эксцентриситетом - e относительно осевого канала превентора 6. Герметичность нижнего фланца 2 превентора 1 и опорного фланца 4 устьевой арматуры, а также верхнего фланца 3 превентора 1 с нижним фланцем 7 превентора 6 обеспечивается с помощью металлического кольца 8 (фиг. 1-4) и 9 (фиг. 3-4).The device for successively lowering two strings of pipes with downhole equipment into the well consists of a preventer 1 (Fig. 1-4) with a large bore diameter with a cast
Проведение последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием выполняют в следующей последовательности.Carrying out sequential descent into the well of two strings of pipes with downhole equipment is performed in the following sequence.
Герметизирующее металлическое кольцо 8 устанавливают в соответствующую кольцевую канавку (показано на фиг. 1) опорного фланца 4 устьевой арматуры. The
Превентор 1 с диаметром условного прохода 180 мм посредством подъёмного агрегата поднимают и центрируют относительно опорного фланца 4 устьевой арматуры и опускают вниз до посадки нижнего фланца 2 на опорный фланец 4 устьевой арматуры. Далее при помощи шпилек и гаек превентор 1 крепят к опорному фланцу 4. Герметичность фланцевого соединения обеспечивается металлическим кольцом 8.The
После установки превентора 1 осуществляют спуско-подъёмные операции с первой колонной труб 10 (фиг. 2-4). После спуска первой колонны труб 10 (фиг. 2-4) с внутрискважинным оборудованием, на конец колонны наворачивают трубодержатель 5 диаметром 170 мм и доспускают первую колонну труб в скважину до посадочного места под трубодержатель 5 в опорном фланце 4 устьевой арматуры (фиг. 2). Так как диаметр трубодержателя 5 меньше, чем диаметр условного прохода превентора 1, то это позволяет установить трубодержатель 5 в опорный фланец 4 устьевой арматуры без демонтажа превентора 1 (фиг. 2). After the
Для спуска-подъёма второй колонны труб 11 (фиг. 4) с внутрискважинным оборудованием, герметизирующее металлическое кольцо 9 устанавливают в соответствующую кольцевую канавку верхнего фланца 3 превентора 1 с диаметром условного прохода 180 мм. To run the second string of pipes 11 (Fig. 4) with downhole equipment, the
Превентор 6 с диаметром условного прохода 80 мм посредством подъёмного агрегата поднимают и совмещают осевой канал превентора 6 и отверстие под вторую колонну труб 11 в трубодержателе 5 и опускают вниз до посадки нижнего литого фланца 7 превентора 6 на верхний фланец 3 превентора 1 (фиг. 3). Далее при помощи шпилек и гаек превентор 6 крепят к превентору 1. Герметичность фланцевого соединения обеспечивается металлическим кольцом 9. The
Спуск второй колонны труб 11, оснащённой внутрискважинным оборудованием, производят сначала через меньший проходной диаметр 80 мм дополнительного превентора 6, а затем через больший проходной диаметр 180 мм превентора 1. После спуска в скважину второй колонны труб 11 её верхний конец закрепляют в трубодержателе 5. (фиг. 4).The second string of
После спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием и окончания работ демонтируют превенторы 1 и 6 в обратной последовательности и устанавливают верхний фланец устьевой арматуры.After lowering two strings of pipes with downhole equipment into the well and completion of work,
Изобретение обеспечивает возможность проведения спуско-подъёмных операций в скважинах, с двухрядной колонной труб с внутрискважинным оборудованием (одновременно раздельная добыча, одновременно раздельная закачка) с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, охраны недр и окружающей среды). The invention makes it possible to carry out tripping operations in wells with a double-row pipe string with downhole equipment (simultaneously separate production, simultaneous separate injection) in order to ensure safety, prevent and eliminate oil and gas manifestations, protect the subsoil and the environment).
Например, на первой колонне труб наружным диаметром 60 мм по ГОСТ 633-80 длиной 1200 м, спускают глубинный штанговый насос обеспечивающей добычу с нижнего пласта.For example, on the first string of pipes with an outer diameter of 60 mm according to GOST 633-80 and a length of 1200 m, a downhole rod pump is lowered to ensure production from the lower formation.
Например, на второй колонне труб наружным диаметром 48 мм по ГОСТ 633-80, длиной 800 м, спускают глубинный штанговый насос обеспечивающей добычу с верхнего пласта.For example, on the second string of pipes with an outer diameter of 48 mm according to GOST 633-80, a length of 800 m, a deep-well rod pump is lowered to ensure production from the upper layer.
При выполнении способа не требуется перемонтаж оборудования при СПО и устье скважины всегда защищено от НГВП.When performing the method, it is not required to remount the equipment during tripping and the wellhead is always protected from OGWP.
Изобретение позволяет упростить процесс проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб различных диаметров с внутрискважинным оборудованием, так как после проведения спуска первой колонны труб с внутрискважинным оборудованием устанавливают дополнительный превентор, не демонтируя основной превентор, и продолжают работы связанные со спуском второй колонны труб с внутрискважинным оборудованием.The invention makes it possible to simplify the process of successively running two strings of pipes of different diameters with downhole equipment into the well, since after running the first string of pipes with downhole equipment, an additional preventer is installed without dismantling the main preventer, and work is continued associated with running the second string of pipes with downhole equipment .
Снижается трудоемкость и сокращается продолжительность процесса последовательного спуска двух колонн с внутрискважинным оборудованием, так как исключаются технологические операции по разборке устьевой арматуры, монтажу-демонтажу превентора на опорном фланце устьевой арматуры для спуска второй колонны труб с внутрискважинным оборудованием, а значит позволяет сэкономить финансовые затраты на ремонт скважины. Исключение сменных колец различного типоразмера из конструкции устройства позволяет снизить затраты на их изготовление. Reduces labor intensity and reduces the duration of the process of consecutive descent of two strings with downhole equipment, as technological operations for disassembling wellhead valves, mounting and dismantling of a preventer on the support flange of wellhead equipment for running the second pipe string with downhole equipment are eliminated, which means it saves financial costs for repairs wells. The exclusion of replaceable rings of various sizes from the design of the device allows to reduce the cost of their manufacture.
Повышается безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием. Это обусловлено тем, что из-за исключения технологических операций по разборке устьевой арматуры, монтажу-демонтажу превентора в случае возникновения НГВП всегда можно закрыть устье скважины превентором, находящимся на опорном фланце устьевой арматуры.EFFECT: increased safety of work by maintenance personnel at the wellhead in the process of consecutive descent of two pipe strings with downhole equipment. This is due to the fact that due to the exclusion of technological operations for the dismantling of the wellhead valve, the installation and dismantling of the preventer in the event of an OGVP, it is always possible to close the wellhead with a preventer located on the support flange of the wellhead valve.
Изобретение позволяет:The invention allows:
- произвести последовательное СПО с двумя колоннами труб различных диаметров с внутрискважинным оборудованием без демонтажа превентора между проведением СПО с двумя колоннами труб различных диаметров; - perform sequential tripping with two strings of pipes of different diameters with downhole equipment without dismantling the preventer between trips with two strings of pipes of different diameters;
- снизить трудоёмкость работ, связанных с разборкой и сборкой устьевой арматуры и сократить продолжительность монтажа (демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры; - to reduce the labor intensity of work related to the disassembly and assembly of wellhead valves and to reduce the duration of installation (dismantling) of the preventer on the wellhead valve support flange;
- исключить затраты на изготовление сменных колец различного типоразмера;- eliminate the cost of manufacturing interchangeable rings of various sizes;
- повысить безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием.- to increase the safety of work by maintenance personnel at the wellhead in the process of successive lowering of two pipe strings with downhole equipment.
Claims (2)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2794031C1 true RU2794031C1 (en) | 2023-04-11 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3050120A (en) * | 1955-11-25 | 1962-08-21 | Pan American Petroleum Corp | Method and apparatus for completing wells |
US6145596A (en) * | 1999-03-16 | 2000-11-14 | Dallas; L. Murray | Method and apparatus for dual string well tree isolation |
RU84458U1 (en) * | 2009-03-30 | 2009-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE WATER INJECTION IN TWO LAYERS |
RU2708738C1 (en) * | 2019-04-30 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Universal transient coil of wellhead fittings (versions) |
RU2724695C1 (en) * | 2020-01-22 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Preventer with replaceable ring and method of its installation on support flange of wellhead fittings |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3050120A (en) * | 1955-11-25 | 1962-08-21 | Pan American Petroleum Corp | Method and apparatus for completing wells |
US6145596A (en) * | 1999-03-16 | 2000-11-14 | Dallas; L. Murray | Method and apparatus for dual string well tree isolation |
RU84458U1 (en) * | 2009-03-30 | 2009-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE WATER INJECTION IN TWO LAYERS |
RU2708738C1 (en) * | 2019-04-30 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Universal transient coil of wellhead fittings (versions) |
RU2724695C1 (en) * | 2020-01-22 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Preventer with replaceable ring and method of its installation on support flange of wellhead fittings |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2352756C1 (en) | Bushing for insulating hydro-break | |
USRE44520E1 (en) | Tubing hanger with annulus bore | |
US8196649B2 (en) | Thru diverter wellhead with direct connecting downhole control | |
CN200949440Y (en) | Fast assembled wellhead device | |
KR101041507B1 (en) | Bonnet locking apparatus and method of locking a bonnet to a blowout preventor | |
MX2012009384A (en) | Integrated wellhead assembly. | |
US11719073B2 (en) | Snub friendly wellhead hanger | |
US11035198B2 (en) | Multifunction blowout preventer | |
RU2534690C1 (en) | Universal wellhead packer | |
RU2713032C1 (en) | Ram-type blowout preventer for wells with two-row string pipe | |
RU2794031C1 (en) | Method for successively lowering two pipe strings with downhole equipment into a well and a device for its implementation | |
RU2791830C1 (en) | Preventer with a coil and method of its installation on the wellhead fitting mounting flange | |
RU2724695C1 (en) | Preventer with replaceable ring and method of its installation on support flange of wellhead fittings | |
RU2269641C1 (en) | Wellhead equipment (variants) | |
RU2730162C1 (en) | Preventer for wells with two-row string | |
US10094178B2 (en) | Passively motion compensated subsea well system | |
RU2348791C2 (en) | Column head | |
RU2789685C1 (en) | Double row pipe string borehole preventer | |
RU2805701C1 (en) | Method for installing preventer on support flange of wellhead assembly and constant tripping out two-lift arrangement of downhole equipment from well and device for its implementation | |
RU2230177C1 (en) | Device for binding casing columns on well mouth (variants) | |
RU2719887C1 (en) | Ram-type blowout preventer | |
RU2803886C1 (en) | Method of sealing the wellhead during the descent of a two-lift assembly with parallel suspension of columns during oil, gas and water shows (embodiments) | |
RU2724711C1 (en) | Blow out preventor for wells with inclined mouth | |
RU2744629C1 (en) | Ram wellhead sealer for sealing wellhead of directional well | |
BR202015019725U2 (en) | single integral wellhead |