Устройство для ремонта устьевого оборудования скважин

(51)6 21 33/03 НАЦИОНАЛЬНОЕ ПАТЕНТНОЕ ВЕДОМСТВО РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН(72) Сугралиев Исхах АндишевичМаврин Александр ВасильевичМартынов Виктор Григорьевич(56) Авторское свидетельство СССР 1035192. кл.Е 21 В 33/10. 1981(54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ РЕМОНТА УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН(57) Изобретение относится к горной промышленности, в частности, к ремонту устья эксплуатационных нефтяных скважин. Цель - повышение надежности устройства в работе при использовании его в скважинах с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа. Устройство включает пакер (П) 6, спущенный на колонне труб 15 в скважину с обсадной колонной. Ниже П 6 размещены втулка 4 с обратным клапаном 5. Выше П 6 установлены перепускной клапан 7, ниппель 9 с клапаном-отсекателем 10, скважинная камера 12 со сквозными радиальными каналами 14 и глухой пробкой 13. На наружной поверхности скважинной камеры 12 и ниппеля 9 имеются продольные пазы для размещения в них трубки управления (ТУ) 11 и импульсной трубки(ИТ) 8. Нижние концы ТУ 11 и ИТ 8 соединены соответственно с ниппелем 9 и с перепускным клапаном 7. Верхний конец ТУ 11 связан через вентиль 18 б с насосом. Верхний конец ИТ 8 соединен с вентилем 18 а, манометром и обратным клапаном. На верхнем конце колонны труб 15 установлены кран высокого давления 24 и глухой патрубок 26. С краном высокого давления 24 соединен высоконапорный трубопровод 28 с факельным узлом и насосным агрегатом. 8563 Изобретение относится к горной промышленноНедостатком данного устройства является невозсти преимущественно в области добычи нефти и можность опрессовки верхней части обсадной когаза, а именно, к восстановлению и ремонту устья лонны, устья скважины и ремонта колонной головглубоких нефтяных скважин и может быть исполь- ки, трубодержателя или крестовины фонтанной арзовано при опрессовке, ремонте верха обсадной ко- матуры. лонны, колонной головки, трубодержателя или креЦель изобретения - расширение технологических стовины фонтанной арматуры, устья глубоких неф- возможностей подземного, надземного устьевого и тяных и газовых скважин с высоким пластовым противовыбросового оборудования, сокращение давлением, газовым фактором нефтяных, газовых времени, затрат и совершенствование технологии скважин, в составе газа которых содержится серово- ремонта глубоких скважин, содержащих серовододород и углекислый газ до 27 по объему каждого. род и углекислый газ. Известна технология ремонта устьевого оборудоУстройство применяется следующим образом. вания скважин, включающая установку цементного Перед началом опрессовки определяется погломоста над интервалом перфорации через трубы тительная способность пласта созданием противоменьшего диаметра. давления на пласт, после чего поглощающие скваНедостатками данной технологии являются уд- жины глушатся специальным раствором большей линение срока ремонта и значительные затраты при плотности, обработанным нейтрализатором сероворемонте глубоких скважин, давление в которых дорода. создавая на пласт противодавление. В инаномально высокое, ухудшение коллекторских тервал пласта и выше закачивается известный сосвойств пласта и снижение притока флюида. став для временной закупорки пласта, например (а. Известна технология опрессовки верхней части с. СССР 981583, кл. Е 21 В 33/138) следующего обсадной колонны и устья скважины псевдопла- соотношения компонентов, мас. стичной жидкостью (ППЖ), представляющей собой гашеная известь 10-30 подкисленный (рН -5,0-6,5) водный раствор полимеКМЦ 0,75-2,0 ров (гипан, мочевино-формальдегидная смола) и вода остальное. формалина. Эта жидкость устанавливается и закреНепоглощающие скважины глушатся известныпляется на нижнем конце труб меньшего диаметра ми растворами созданием противодавления на над интервалом перфорации. пласт. Недостатком данной технологии является его неПосле глушения устройство для ремонта и опресэффективность для глубоких скважин, содержащих совки устанавливается на глубине до 250 м в обсадсероводород и высокую температуру, заключаю- ной колонне с максимальной толщиной стенки в щийся в неизвестности реакции ППЖ на сероводо- верхней части ствола скважины. род и углекислый газ, невозможности проведения На фиг. 1 изображено устройство в транспортном обратной циркуляции жидкости глушения, невоз- положении, общий вид на фиг. 2 - то же при закачможности установки пакера на другом интервале, ке жидкости в насосно-компрессорные трубы (НКТ) невозможности отсекания ствола труб над пакером и для посадки пакера и в последующей опрессовке под пакером, прихвате насосно-компрессорных труб, пакера на фиг. 3 - то же при ремонте верха обсадиз-за чего при срыве ППЖ требуется подьемный ной колонны, колонной головки, трубодержателя агрегат большой мощности, увеличении срока при или крестовины фонтанной арматуры, устья скважиустановке ППЖ в другом интервале, из-за чего по- ны на фиг. 4 - то же при опрессовке верха обсадной вышаются затраты на ремонт скважины, требуется колонны и устья скважины после ремонта. большой объем полимеров, химреагентов при неодПодземная компоновка устройства установлена в нократной установке ППЖ, из-за чего повышаются скважине 1, а обсадная колонна с перфорированнызатраты, невозможности применения в глубоких ми отверстиями 2 интервал и выше заполнена изскважинах, содержащих в нефтегазовой смеси серо- вестным составом для временной закупорки пласта водород и углекислый газ до 27 по объему каждо- 3. Устройство включает втулку 4 с обратным клапаго, нетехнологичности при проведении капитального ном 5 для создания давления в полости пакера 6 с ремонта глубоких скважин, аварийности при прове- перепадом давления до 100 МПа для посадки гиддении капитального ремонта скважин с аномально равлическим путем с целью герметизации полости высоким пластовым давлением, содержащим в неф- НКТ 15 от затрубного пространства, перепускной тегазовой смеси сероводород и углекислый газ, не- клапан 7 с импульсной трубкой 8 и вентилем 18 а,продолжительной работоспособности самой ППЖ ниппель 9 с продольными пазами напротив на на(3-4 ч), удлинении срока ремонта скважин с приме- ружной поверхности для размещения в них трубки нением ППЖ, а также повышение затрат при КРС. 1 управления, импульсной трубки и с клапаномНаиболее близким к предлагаемому является отсекателем 10 и трубкой управления 11 с вентилем устройство для опрессовки обсадных колонн в сква- 18 б, (импульсная трубка и трубка управления заполжине, включающее корпус с рядами радиальных нены маслом), скважинную камеру 12 с продольныотверстий, выше и ниже которых на нем установле- ми пазами напротив на наружной поверхности для ны уплотнительные элементы, и дифференциаль- размещения в них трубки управления, импульсной ную втулку. трубки с глухой пробкой 13 со сквозными радиаль 2 8563 ными каналами для компрессирования воздухом или обсадной колонны и устья скважины, закрывают газом 14, трубную головку 16 с задвижками 17, пла- кран высокого давления и доводят давление воздушечный трубный превентор 19, катушку 20, пла- хом и газом до 25 МПа (достаточное для сжатия шечный глухой превентор 21, элеватор 22 под муфту воздуха, газа жидкостью до допускаемого давления 23 НКТ, кран высокого давления 24, специальную на обсадную колонну и устьевую арматуру) и закрыголовку 25 с глухим патрубком 26 и отводом 27, вают задвижку 17, насосным агрегатом в НКТ спевысоконапорный трубопровод 28 до блока пере- циальным раствором создают давление снизу вверх ключения к насосному агрегату 29 и на факельную до 100 МПа (допустимое давление на обсадную колинию 30 к факельному узлу 31, обратный клапан лонну и устьевую арматуру), затем снимают давле 32, импульсную трубку 8 а, манометр 33, трубку ние медленно до 0 атм. Нарушение технологии тууправления 11 а, вентиль 18 в, насос 34. шения приведет к всплыванию пузырьков газа с Устройство от известного отличается тем. что нефтью, тогда извлекается глухая пробка, заменяетдля посадки пакера и опрессовки устьевого оборудо- ся с верхнего интервала скважины обратной циркувания скважины под пакером установлена втулка с ляцией нефтегазовая смесь на жидкость глушения обратным клапаном, а для контроля за всплыванием за короткий период времени (5-10 мин). сероводородсодержащей жидкости с газом над пакеТехнологический эффект достигается в резульром установлены перепускной клапан с импульсной тате упрощения работ, связанных с освоением скватрубкой, вентилем, обратным клапаном, маномет- жины после опрессовки, ремонта верха обсадной ром, ниппель с клапаном-отсекателем для гермети- колонны, колонной головки, трубодержателя или зации надпакерного ствола во время ремонта усть- крестовины фонтанной арматуры устья скважины,евого оборудования скважины, управляемый с по- оперативности проведения капитального ремонта мощью трубки, вентилей с насосом, скважинная глубоких скважин в нефтегазовой смеси, которая.камера с глухой пробкой для отсекания затрубного содержит сероводород и углекислый газ до 27 по пространства от трубного и опрессовки устьевого объему каждого. оборудования после завершения ремонта. Технико-экономическая эффективность предлаУстройство работает следующим образом. гаемого устройства заключается в сокращении матеВ скважину опускается подземная компоновка риальных затрат, срока ремонта и расширении техустройства, причем втулка 4 с обратным клапаном нологической возможности подземного и наземного 5, пакеер 6, перепускной клапан 7, ниппель 9 с от- оборудования. крытым клапаном-отсекателем 10 скважинную камеру 12 с глухой пробкой 13 и при завершении ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ спуска вентили 18 а, 18 б устанавливают напротив 1. Устройство для ремонта устьевого оборудовазадвижек 17, присоединяется наземная компоновка к муфте 23 НКТ, устанавливается пакер 6 гидравличе- ния скважин, включающее обсадную колонну и разским путем, закрываются превентора 10 и 21, опрес- мещенный в ней пакер, становленный на колонне труб, отличающееся тем, что с целью повышения совывается через затрубное пространство пакер 6. В последующем в трубной головке 16 через от- надежности работы устройства при использовании крытую задвижку 17 присоединяют к вентилю 18 б его в скважинах с высоким содержанием сероводотрубку управления 11 а с вентилем 18 в и насосом 34, рода и углекислого газа оно снабжено установлензакрывают клапан-отсекатель 10, закрыв вентиль ной ниже пакера втулкой с обратным клапаном,18 б, снимают трубку управления 11 а с вентилем размещенными выше пакера перепускным клапаном, ниппелем с клапаном-отсекателем, скважинной 18 в, насосом 34, закрывают задвижку 17. Разбивают наземную компоновку на устье в сле- камерой со сквозными радиальными каналами и дующем порядке превентор плашечный глухой с глухой пробкой, трубками управления и импульспревентором плашечным трубным 21 и 19 совмест- ной скважинная камера и ниппель выполнены с но с катушкой 20 комплексно с трубной головкой 16, продольными пазами на наружной поверхности для присоединяют к вентилю 18 б трубку управления размещения в них трубки управления и импульсной 11 а с вентилем 18 в и насосом 34, а к вентилю 18 а трубки, связанных своими нижними концами соотприсоединяют импульсную трубку 8 а с обратным ветственно с ниппелем и перепускным клапаном,клапаном 32 манометром 33. Во время ремонта по при этом верхний конец импульсной трубки имеет показаниям манометра 33 медленно стравливается вентили, манометр и обратный клапан, а верхний газ на факельный узел 31 через импульсную трубку. конец трубки управления через вентиль соединен с Извлекают клапан-отсекатель 10 с ниппеля 9, про- насосом. 2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что изводят сборку наземной компоновки на устье в обратном порядке закрывают плашечный трубный оно снабжено краном высокого давления и глухим превентор 19, плашечный глухой превентор 21 через патрубком, установленным на верхнем конце колонзадвижку 17, опрессовывают затрубное пространст- ны труб. 3. Устройство по пп. 1 и 2, отличающееся тем,во, а со скважинной камеры 12 извлекают глухую пробку 13 и компрессором заменяют раствор в что оно снабжено связанным с краном высокого скважине воздухом или газом для опрессовки верха 3 8563 давления высоконапорным трубопроводом с фа- кельным узлом и насосным агрегатом.