СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ АВАРИЙНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2001 года по МПК E21B37/00 

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и предназначено для восстановления аварийных газовых эксплуатационных скважин с газогидратной пробкой в полости обсадных и насосно-компрессорных труб (НКТ) при наличии в последних каротажного кабеля.

Известен способ восстановления газовых эксплуатационных скважин с газогидратной пробкой в полости насосоно-компрессорных труб при наличии в них каротажного кабеля с подвешенными на нем геофизическими приборами [1].

Способ основан на термической дегидратации газогидратной пробки путем ее прогрева, осуществляемого за счет прокачки горячей жидкости по дополнительно спущенной в колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб колонны НКТ меньшего диаметра параллельно каротажному кабелю.

Однако известный способ обладает следующим недостатком: возможен захлест кабеля вокруг спускаемых НКТ меньшего диаметра и их возможное заклинивание, зависание труб на кабеле с возможным его обрывом или прекращение углубления НКТ.

Известен также способ восстановления газовых эксплуатационных скважин с газогидратной пробкой в полости обсадных и насосно-компрессорных труб при наличии в них каротажного кабеля, основанный на ступенчатом разогреве отдельных участков эксплуатационной колонны НКТ с последующим извлечением кусков кабеля путем его залавливания и отрыва специальным ловильным инструментом [2].

Однако данный способ отличается длительными сроками его осуществления, значительными экономическими затратами и низкой эффективностью процесса, а также отрицательными результатами с возможной ликвидацией скважин.

Известен также способ восстановления аварийных скважин, основанный на ликвидации гидратных пробок в стволах газовых скважин [3].

Однако известный способ отличается низкой эффективностью технологического процесса.

Целью изобретения является повышение эффективности работ, сокращение их сроков и снижение затрат на восстановление и ввод в эксплуатацию аварийных газовых скважин, предотвращение возможного аварийного фонтанирования при наращивании НКТ или промывке. Поставленная цель достигается тем, что в способе восстановления аварийных газовых эксплуатационных скважин с газогидратной пробкой в полости обсадных и насосно-компресорных труб, включающем оборудование устья противовыбросовым оборудованием, устранение газогидратной пробки ее нагревом путем прокачки горячей технологической жидкости с температурой не ниже температуры дегидратации газогидратов по спускаемой концентрично в колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, оборудованной промывочным вертлюгом сборки колонны насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, башмак которых оборудован обратным клапаном, предотвращающим выброс пластового флюида, при наличии в колонне эксплуатационных насосно-компрессорных труб каротажного кабеля с подвешенным на нем прибором, до проведения операции по его извлечению проводят подготовительные работы, включающие отрезание кабеля выше устья скважины, демонтаж с фонтанной арматуры каротажного превентора с лубрикатором и ее верхней части, при этом оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием производят с предварительным пропуском через него кабеля, используют обратный клапан, обеспечивающий пропуск кабеля, на промывочном вертлюге устанавливают лубрикатор, отрезанный конец кабеля пропускают через обратный клапан, вертлюг и лубрикатор и закрепляют к заякоренной лебедке с натяжением не выше половины разрывного усилия кабеля, после посадки сборки колонны насосно-компрессорных труб меньшего диаметра на шлипсовую катушку противовыбросового оборудования производят отворот сборки в соединении рабочий переводник - муфта, затем к последней закрепляют с помощью удлиненного хомута кабель, который выше хомута разрезают и его концы скрепляют между собой с помощью соединительного узла, а для установки кабеля на торце насосно-компрессорной трубы используют элеватор. 36.

На фиг. 1 показана схема оборудования устья скважины; на фиг. 2 показана сборка устьевого оборудования; на фиг. 3 - удлиненный хомут; на фиг. 4 - сечение А-А на фиг. 3; на фиг. 5 - соединительный узел; на фиг. 6 - элеватор; на фиг. 7 - вид сверху на фиг.6.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в следующем.

До проведения операции по извлечению каротажного кабеля и устранению газогидратной пробки на устье скважины проводятся подготовительные работы. Вначале выше устья скважины обрезается каротажный кабель. С фонтанной арматуры демонтируется каротажный превентор с лубрикатором, а также ее верхняя часть до коренной задвижки (или до крестовины).

Затем с целью предотвращения возможного выброса насоcно-компрессорных труб и аварийного фонтанирования устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием (см. фиг. 1) с предварительным пропуском через него каротажного кабеля.

На подвесной фланец трубной головки 1 с использованием подвесного фланца-адаптера 2 монтируется стволовая задвижка 3, на которую устанавливается крестовина 4 с задвижками 5. На ней через переходную катушку 6 устанавливается два превентора 7, 8 (с трубными и глухими плашками). На верхнем превенторе 7 размещаются герметизирующая головка 9 и шлипсовая катушка 10. К трубной головке 1 крепится затрубный отвод 11 с задвижками 12, а к крестовине 4 - трубный отвод 13. Все оборудование должно быть рассчитано на рабочее давление не менее ожидаемого на устье скважины. Трубный отвод 13 обвязывается трубопроводом 14 с приемной емкостью насосного агрегата 15.

Для подачи горячей технологической жидкости от насосного агрегата 15 до промывочного вертлюга 16 монтируется нагнетательная линия, состоящая из металлического сборного трубопровода 17, бурового шланга 18 (допускается стальная линия на шарнирных сочленениях), фильтра 19 и обратного клапана 20. После чего осуществляется сборка устьевого оборудования (см. фиг. 2).

В компоновку оборудования для проведения операции входят следующие узлы и устройства. Вся сборка оборудования подвешивается на талевом блоке 21 и включает в себя лубрикатор 22, установленный на промывочном вертлюге 16, оснащенном для подвески на талевом блоке 21 элеватором 23. Вертлюг 16 с помощью рабочего переводника 24 сочленяется с одиночной насосно-компрессорной трубой 25 меньшего размера Б (в дальнейшем одиночка). Все прочие дополнительные элементы (переводники, патрубки, краны шаровые, элеваторы и пр. ) носят второстепенный характер и на схемах не приводятся.

Через сборку оборудования пропускается конец каротажного кабеля 26, подлежащего извлечению из скважины, который затем после пропуска через блочки 27 и 28 на талевом блоке 21 и колонной головке 29 крепится к заякоренной лебедке 30 с натяжением не выше половины разрывного усилия каротажного кабеля 26. Одиночка 25, снабженная обратным клапаном 31 и башмаком 32, спускается через сборку противовыбросового оборудования в полость насосно-компрессорных труб А до посадки на шлипсовую катушку 10. Затем осуществляется отворот сборки оборудования в сочленении "рабочий переводник 24 - муфта одиночки 25", к которой с помощью удлиненного хомута 33 (см. фиг. 3) крепится кабель 26. После чего выше удлиненного хомута 33 кабель разрезается, а его концы скрепляются между собой с помощью соединительного узла 34 (см. фиг. 4), позволяющего производить промывку через насосно-компрессорные трубы меньшего диаметра Б при его нахождении в последних, а также многократные операции по рассоединению и соединению частей кабеля при наращивании очередной насосно-компрессорной трубы малого диаметра Б (одиночки), которая соединяется с помощью резьбового соединения с первой одиночкой 25 и рабочим переводником 24 с предварительным пропуском кабеля по своей полости.

Для проведения операции заготавливается расчетное количество необходимой технологической жидкости определенного удельного веса и расчетной температуры в зависимости от горногеологических условий продуктивного пласта и состава газовых гидратов. При проведении работ в зимнее время в нагнетательную линию включается дополнительно теплообменник. С помощью передвижного насосного агрегата 15 осуществляется подача технологической жидкости по схеме: насосный агрегат 15, сборный трубопровод 17, буровой шланг 18, фильтр, обратный клапан 20, вертлюг 16, колонна насосно-компрессорных труб Б, а обратно через трубопровод 14 в приемную емкость насосного агрегата 15.

Путем проведения промывки горячей технологической жидкостью осуществляется разогрев газогидратной массы, ее дегидратация, а разгрузкой колонны насосно-компрессорных труб - ее углубление в колонну А. По завершении операции по разогреву колонны насосно-компрессорных труб А на длину одной трубы Б наращивается очередная одиночка вплоть до полного прохождения интервала забитых газогидратами труб. При появлении во время разогрева газогидратной пробки циркуляции пластового флюида по кольцевому пространству между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб А промывка горячей жидкостью приостанавливается, задвижка на обратной линии закрывается. За счет выносимого пластовым флюидом тепла скважина разогревается, происходит дегидратация газогидратной массы и освобождение полости колонны труб А.

Все дальнейшие операции проводятся штатно, по утвержденным методикам. Соблюдение требований по технике и газобезопасности данным описанием не оговаривается. При этом руководствуются соответствующими инструкциями и положениями.

Техническое решение было реализовано на скважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения.

Источники информации
1. Технология растепления загидраченных в скважине НКТ с кабелем под давлением. Стр. 1, абзац 5.

Северная военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, 1999 г., г. Новый Уренгой.

2. Технология растепления загидраченных в скважине НКТ с кабелем под давлением. Стр. 1, абзац 6.

Северная военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, 1999 г., г. Новый Уренгой.

3. Бабенко И. Ф. и др. Ликвидация гидратных пробок в стволах газовых скважин. Журнал "Газовая промышленность" N 3, 1967 г., стр. 19-21.

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и предназначено для восстановления аварийных газовых эксплуатационных скважин с газогидратной пробкой в полости обсадных и насосно-компрессорных труб при наличии в последних каротажного кабеля. Способ восстановления аварийных газовых эксплуатационных скважин с газогидратной пробкой в полости обсадных и насосно-компрессорных труб при наличии в последних каротажного кабеля с подвешенным на нем прибором осуществляется путем термического разрушения газогидратной пробки и основан на ее нагреве за счет прокачки горячей технологической жидкости с температурой не ниже температуры дегидратации газогидратов. Для этого жидкость прокачивают по спускаемым концентрично в колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, труб меньшего диаметра, башмак которых оборудован обратным клапаном для пропуска кабеля и предотвращающим выброс пластового флюида. Каротажный кабель проходит также через промывочный вертлюг, оснащенный лубрикатором. Разрезанные части кабеля сочленяются соединительным узлом, включающим в себя удлиненные хомуты. Для установки кабеля на торце насосно-компрессорной трубы используется элеватор. Подготовительные работы включают отрезание кабеля выше устья скважины, демонтаж с фонтанной арматуры каротажного превентора с лубрикатором и ее верхней части. Оборудуют устье скважины противовыбросовым оборудованием с предварительным пропуском через него кабеля. Свободный конец кабеля закрепляют на заякоренной лебедке с натяжением не выше половины разрывного усилия кабеля. После посадки сборки насосно-компрессорных труб меньшего диаметра на шлипсовую катушку производят отворот сборки в соединении рабочий переводник - муфта. К муфте закрепляют удлиненным хомутом кабель, который выше хомута разрезают и концы скрепляют между собой соединительным узлом. Повышается эффективность работ, сокращаются сроки, снижаются затраты на восстановление и ввод в эксплуатацию аварийных газовых скважин. 7 ил.

Способ восстановления аварийных газовых эксплуатационных скважин с газогидратной пробкой в полости обсадных и насосно-компрессорных труб, включающий оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием, устранение газогидратной пробки ее нагревом путем прокачки горячей технологической жидкости с температурой не ниже температуры дегидратации газогидратов по спускаемой концентрично в колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб оборудованной промывочным вертлюгом сборки колонны насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, башмак которых оборудован обратным клапаном, предотвращающим выброс пластового флюида, отличающийся тем, что при наличии в колонне эксплуатационных насосно-компрессорных труб каротажного кабеля с подвешенным на нем прибором до проведения операции по его извлечению проводят подготовительные работы, включающие отрезание кабеля выше устья скважины, демонтаж с фонтанной арматуры каротажного превентора с лубрикатором и ее верхней части, при этом оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием производят с предварительным пропуском через него кабеля, используют обратный клапан, обеспечивающий пропуск кабеля, на промывочном вертлюге устанавливают лубрикатор, отрезанный конец кабеля пропускают через обратный клапан, вертлюг и лубрикатор и закрепляют к заякоренной лебедке с натяжением не выше половины разрывного усилия кабеля, после посадки сборки насосно-компрессорных труб меньшего диаметра на шлипсовую катушку противовыбросового оборудования производят отворот сборки в соединении рабочий переводник-муфта, затем к последней закрепляют с помощью удлиненного хомута кабель, который выше хомута разрезают и его концы скрепляют между собой с помощью соединительного узла, а для установки кабеля на торце насосно-компрессорной трубы используют элеватор.