SU1588859A1

SU1588859A1 - Method and apparatus for replacement of gushing fixtures under pressure

Info

Publication number: SU1588859A1
Application number: SU874263789A
Authority: SU
Inventors: Рафик Хасанович Арифулин; Татьяна Александровна Сароян; Хафиз Хусяенович Арифулин
Original assignee: Р.Х. Арифулин, Т.Д. Саро н и Х.Х. Арифулин
Priority date: 1987-05-13
Filing date: 1987-05-13
Publication date: 1990-08-30

Abstract

Изобретение относитс к горной промышленности и предназначено дл ремонта усть фонтанных скважин, наход щихс под давлением. Цель - повышение эффективности способа замены фонтанной арматуры (ФА) под давлением за счет исключени операций по глушению и освоению скважины. Между ФА и колонной головкой на устье скважины размещают запорный узел, состо щий из полого цилиндрического корпуса 16 и перекрывающего элемента (ПЭ) 17. На внутренней поверхности корпуса 16 выполнен кольцевой выступ 18 дл размещени на нем трубодержател (Т) 11 с наружным кольцевым выступом 13. На внутренней поверхности Т 11 имеетс резьба 15 дл установки пробки. В трубной головке 3 Т 11 подвешен с помощью фиксаторов 14. Соединен Т 11 с насосно-компрессорными трубами 12. Способ реализуетс следующим образом. После остановки эксплуатации скважины производ т расфиксацию Т 11, который опускаетс вниз и садитс на кольцевой выступ корпуса 16. С помощью ПЭ 17 перекрывают скважину между Т 11 и ФА. Стравливают давление, демонтируют неисправную ФА, устанавливают новую ФА и опрессовывают ее. Затем открывают скважину на уровне между Т 11 и ФА и возвращают Т 11 в первоначальное положение. Подъем Т 11 осуществл ют через лубрикатор с помощью подъемника или под действием внутрискважинного давлени при перекрытом канале насосно-компрессорных труб 12. Фиксируют Т 11 в трубной головке 3 и пускают скважину в эксплуатацию. Предложенный способ сокращает врем ремонта скважины и одновременно способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных отложений. 2 с. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.The invention relates to the mining industry and is intended for the repair of wellhead wells under pressure. The goal is to increase the efficiency of the method of replacing the fountain armature (FA) under pressure by eliminating the killing and mastering operations. A shut-off unit consisting of a hollow cylindrical body 16 and an overlapping element (PE) 17 is placed between the FA and the column head at the wellhead. An annular protrusion 18 is made on the inner surface of the body 16 to accommodate the tube holder (T) 11 with the outer annular protrusion 13 on it. There is a thread 15 on the inner surface of the T 11 to install the plug. In the tubing head 3, the T 11 is suspended using clamps 14. The T 11 is connected to the tubing pipes 12. The method is implemented as follows. After stopping the operation of the well, the unlocking of T 11 is performed, which goes down and sits on the annular protrusion of the housing 16. With the help of PE 17, the well is blocked between T 11 and FA. Relieve pressure, remove the faulty FA, install a new FA and pressurize it. Then open the well at the level between T 11 and FA and return T 11 to its original position. The lifting of the T 11 is carried out through the lubricator using a lift or under the action of a downhole pressure with the tubing pipe 12 closed. T 11 is fixed in the tubing head 3 and the well is put into operation. The proposed method reduces the time to repair the well and at the same time contributes to the preservation of reservoir properties of productive sediments. 2 sec. and 1 z. p. f-ly, 2 ill.

Description

(ФЛ) под давлением за.счет исключени операций по глушению и освоению сква- 4ины, Между ФА и колонной.головкой . йа устье скважины размещают запорный узел, состо щий -из полого цилиндрического , корпуса 16 и перекрывающего элемента (ПЭ) ,17, На внутренней по-, , верхности корпуса, 16,выполнен кольцевой выступ 18 дл размещени на нем трубодержател (Т) 1 с наружным кольцевым выступом 13. На внутрен- поверхности Т 1 1 имеетс резьба |5 дл установки пробки. В трубной 1| оловке 3 Т П подвешен с помощью фиксаторов 14. Соединён Tile на- сосно-компрессорными трубами 12. Спо- (ho6 реализуетс следующим образом. Йосле остановки эксплуатации скважи- йы производ т расфиксацию Т 11, ко- topbm , опускаетс и садитс на кольцевой выступ корпуса 16. С помощью ПЭ 17 перекрывают скважину между Т 11 и ФА,. Ст{ аа;1ивают давление, демонтируют неисправную ФА,, устанавливают новую ФА и опрессовывают ее. Затем открывают скважину на уровне между Т 11 и ФА и возвращают Т 11 в первоначальное положение. Подъем Т II осуществл ют через лубрикатор с помощью подьемника или под действием внутрискважинного давлени при перекрытом канапе насосно- компрессорных труб 12. Фиксируют Т П-в трубной головке 3 и пускают скважину в эксплуатацию . Предлагаемый способ сокращает врем ремонта скважины и одновременно способствует сохранению коллек- торских свойств продуктивных отложений . 2 с. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.(FL) under pressure for elimination of operations for killing and development of the well, between the FA and the column head. At the wellhead, a locking assembly consisting of a hollow cylindrical body 16 and a covering element (PE), 17 is placed. An annular protrusion 18 is made on the internal surface of the body 16, to accommodate the pipe holders (T) 1 s on it. an outer annular protrusion 13. On the inner surface T 1 1 there is a thread | 5 for fitting the plug. In pipe 1 | The 3PP shank is suspended using clamps 14. Tile is connected by pump-compressor pipes 12. Span (ho6 is implemented as follows. After stopping the operation of the well, unseal T 11, the topbm, is lowered and sits on the annular protrusion housing 16. With PE 17, a well is blocked between T 11 and FA, Art. aa; 1 pressure is applied, the faulty FA is removed, a new FA is installed and pressure is pressed. Then the well is opened at a level between T 11 and FA and the T 11 is returned to initial position. The rise of the T II is carried out through a lubricator with by the elevator or under the action of the downhole pressure when the tubing of the pump-compressor pipes 12 is closed 12. The Tp is fixed in the tubing head 3 and the well is put into operation.The proposed method shortens the well repair time and at the same time contributes to the preservation of the reservoir properties of productive sediments. 1 Cp f-crystals, 2 ill.

Изобретение относитс к горной Промышленности и примен етс при ре- Ионте усть фонтанных скважин, наход щихс под давлением.The invention relates to the mining industry and is used in the re-injection of wellhead wells under pressure.

Цель изобретени - повьгшение эффективности устройства и -способа замены фонтанной арматуры под давлением за счет исключени операций по глушению и освоению сквалсины. На фиг. 1 показано оборудование ;усть фонтанной скважины,.,общий вид на фиг.2 - трубна головка с трубо- держателем и запорный узел с перебарывающим элементом, общий вид.The purpose of the invention is to increase the efficiency of the device and the method of replacing the Christmas tree under pressure by eliminating the killing and mastering of squalvesin. FIG. 1 shows the equipment; a wellhead,,., A general view of FIG. 2 — a tubular head with a tubular holder and a shut-off unit with a restraining element, a general view.

Оборудоззание усть фонтанной сквжины состоит из последовательно устновленных на колонной головке I запорного узла 2, трубной головки 3, центральной стволовой задвижки 4, тройника 5, буферной задвижки 6 и буферного фпанца 7. На боковом отводе тройника 5 смонтирована задвижка 8 и регулируемый дроссель 9. На боковых отводах трубной головки установлены задвижки 10. К дросселю 9 , и одной из задвижек 10 подсоединены трубопроводы дл отвода скважинной продукции и проведени различных технологических операций (не показаны .) ,The equipments of a fountain well surface consist of successively mounted on the column head I of the stop unit 2, the pipe head 3, the central stem valve 4, the tee 5, the buffer valve 6 and the buffer valve ф. On the side branch of the tee 5 a valve 8 and an adjustable choke 9 are mounted. valves 10 are installed on the lateral branches of the tubular head. Pipelines are connected to the throttle 9, and one of the valves 10 is connected to divert well production and conduct various technological operations (not shown).

В трубной головке 3 размещен тру бодержатель 11 дл подвески насос- но-компрессорных труб 12. На наружной поверхности трубодержател 11A tubing holder 11 is placed in the tubular head 3 for suspending pump-compressor tubing 12. On the outer surface of the tube holder 11

выполнен кольцевой выступ 13. Трубо- держатель 11 подвещен. в трубной головке 3 с помощью фиксаторов 14. На внутренней поверхности трубодержател 11 имеетс резьба 15 дл установки глухой пробки, перекрывающей канал насосно-компрессорнух труб 12. Запорный -узел 2 выполнен в виде полого цилиндрического корпуса 16 с размещеннь м в нем перекрывающим элементом 17. На внутренней поверхности корпуса 16 имеетс кольцевой выступ 18 дл размещени на нем трубодержател 11. Рассто ние между перекрывающим элементом 17 и кольцевымan annular protrusion 13 is made. The pipe holder 11 is led. in the tubular head 3 by means of clamps 14. On the inner surface of the pipe-holder 11 there is a thread 15 for installing a blind plug that blocks the channel of pump-compressor pipes 12. The shut-off unit 2 is made in the form of a hollow cylindrical body 16 with the blocking element 17 arranged in it. On the inner surface of the housing 16 there is an annular protrusion 18 for placing the tube holder 11 thereon. The distance between the overlapping element 17 and the annular

выступом 18 на корпусе 16 должно быть больше высоты трубодержател 11 от верхнего торца до кольцевого выступа 13 на его наружной поверхности.the protrusion 18 on the housing 16 should be greater than the height of the tube holder 11 from the upper end to the annular protrusion 13 on its outer surface.

Способ замены фонтанной.арматуры под давлением осуществл ют следующим образом.The method of replacing the fountain. Fittings under pressure is carried out as follows.

При выходе из стро фонтанной арматуры ( например, трубной головки З) производ т остановку эксплуатации скважины, дл чего перекрывают задвижки 4,8 и 10. Затем расфиксируют трубодержатель 11, который вместе с насосно-компрессорными трубами 12 через открытый запорный узел 2 опускаетс и садитс своим кольцевым выступом 13 на кольцевой выступ 18 в корпусе 16 запорного узла 2. С помощью запорного узла 2 перекрывают скважину на уровне между трубодержате- лем 11 в его крайнем нижнем положеНИИ и фонтанной арматурой. После стравливани избыточного давлени фонтанную арматуру демонтируют. Производ т монтаж новой фонтанной арматуры , опрессовывают ее, затем с помощью запорного узла 2 открывают скважину на уровне между трубодержателем 11 в его крайнем нижнем положении и фонтанной арматурой. Трубодержа- тель 11 с насосно-компрессорными трубами 12 возвращают в первоначальное положение. Дл этого на буферной задвижке 6 монтируют лубрикатор.When a tree armature (for example, a pipe head C) comes out of operation, the well operation is stopped, for which the gate valves 4.8 and 10 are closed. Then the pipe holder 11 is unlocked, which, together with the pump-compressor pipes 12, is lowered and set down with its annular protrusion 13 on the annular protrusion 18 in the housing 16 of the locking unit 2. With the help of the locking unit 2, the well is blocked at the level between the tube holder 11 in its lowest position and the fountain valve. After the excess pressure has been relieved, the Christmas tree is dismantled. The installation of a new fountain valve is mounted, it is pressed in, then a well is opened at the level between the tube holder 11 in its lowest position and the fountain valve using the shut-off unit 2. The tube holder 11 with tubing 12 is returned to its original position. For this, a lubricator is mounted on the buffer valve 6.

Подъем трубодержател 11 с насосно-компрессорными трубами 12 осуще- ствл ют одним из двух способов. По первому способу через установленный лубрикатор вворачивают глухую пробку в резьбу 5 трубодержател 11. После пуска скважины в эксплуатацию трубодержатель 11 вместе с насосно- компрессорными трубами 12, у которых перекрыт глухой пробк.ой канал, под действием внутрискважинного давлени поднимаетс в первоначальное положение , После-, фиксации трубодержател 1 1 в трубной головке 3 глухую пробку выворачивают, а лубрикатор демонтируют. Во в-тором способе подъем трубодержа.тел 1 1 с насосно-компрессорными трубами 12 в первоначальное положение осуществл ют с помощью подьемника через лубрикатор. Затем .трубодержатель 11 фиксируют в . трубной головке 3 и скважину пускают в эксплуатацию..Lifting of the tube holder 11 with tubing pipes 12 is carried out in one of two ways. According to the first method, a blind plug is screwed into the thread 5 of the tube holder 11 through the installed lubricator. , fixing the tube holder 1 1 in the tubing head 3, remove the blind plug and dismantle the lubricator. In the second method, the lifting of the tube-holding body 1 1 with tubing pipes 12 to its original position is carried out with the help of a lifter through the lubricator. Then the pipe holder 11 is fixed in. tubular head 3 and the well is put into operation ..

Перемещение трубодержател 11 вни обеспечиваетс за счет наличи телескопического соединени в колонне насосно-компрессорных труб 12, служащего дл компенсации деформаций этой колонны от давлени и температуры.The movement of the tube holder 11 is ensured by the presence of a telescopic connection in the string of tubing 12, which serves to compensate for the deformations of this string from pressure and temperature.

Предлагаемый способ замены фонтанной арматуры под давлением позвол ет избежать операций по глушению и освоению скважины, т.е. сокращает врем ремонта скважины и одновременно способствует сохранению коллектор-: ских свойств продуктивных отложений.The proposed method of replacing the gushing reinforcement under pressure makes it possible to avoid operations for killing and developing the well, i.e. reduces well repair time and at the same time contributes to the preservation of reservoir properties of productive sediments.

Claims

Invention Formula

I o The method of replacing the gushing fittings under pressure, equipped with a tubing head with a tube holder for hanging tubing

25

and the Christmas tree, including stopping the operation of the well, bleeding the overpressure from the valve, dismantling the used valve, installing a new fountain valve, pressing it, and then putting the well into operation, about 20 minutes and: JQ so that, in order to increase the efficiency of the method by eliminating the killing and development of the well, after stopping the operation of the well, 5 pipe holders are unclamped in the tubing head,

lower the n.-. lacquered tubing with a tubing holder below the flowing armature, block the well at the level between the lowered tubing holder and the 20th fountain armature j and, before putting the well into operation, open the borehole at the level between the tubing holder and the fountain valve, return the tubing holder with tubing to its original position and fixing the tube holder in the tubing head.

2. The method according to claim 1, that is, that with the fact that the return of the pipe holder with the pump-compressor pipes to the initial position is carried out after the well has been put into operation due to the downhole pressure when the channel is closed tubing.

3. A device for replacing the Christmas tree under pressure fittings, including a tubular head installed on the column head with a tube holder 4Q for hanging the end of a fflcoptic pipes and clamps and a Christmas tree, in order to increase the efficiency of the device by eliminating the operation for killing and development of the well, it is equipped with a shut-off unit installed between the column and the tubing heads, which is made in the form of a hollow cylindrical body with an overlapping element placed in it, and surface cor-. The cus below the overlapping element is an annular protrusion for placing a tube holder in it

with the lowest position, with: this the tube holder on the outer surface has an annular protrusion, and the distance between the overlapping element and the annular protrusion on the body

35

the closure assembly is greater than the height of the pipe of the whole protrusion at its outer support from the upper end to the collar.

ten

1