Способ герметизации устья скважины при спуске двухлифтовой компоновки c параллельной подвеской колонн при нефтегазоводопроявлении (варианты) Российский патент 2023 года по МПК E21B33/03 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации устья нефтяных и газовых скважин с использованием превентора при последовательном спуске в скважину двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования с параллельным расположением колонн при нефтегазоводопроявлении (НГВП).

Известен способ установки противовыбросового плашечного превентора на опорном фланце устьевой арматуры, включающий герметичное крепление превентора нижним фланцем на опорном фланце устьевой арматуры (патент RU № 2214499, опубл. 20.10.2003).

Недостатками способа являются:

- во-первых, сложность технологии реализации способа, так как для извлечения длинной колонны труб из скважины необходимо использовать специальную оснастку совместно с превентором;

- во-вторых, ограниченные функциональные возможности способа, так как необходимо производить замену трубных плашек на устье скважины в зависимости от типоразмера колонны труб, а также невозможно перекрыть внутреннее сечение колонны труб в процессе СПО при возникновении НГВП;

- в-третьих, высокая продолжительность монтажа-демонтажа превентора на устье скважины. Это связано с необходимостью замены трубных плашек превентора при извлечении двух колонн различных типоразмеров, например 48 и 60 мм;

- в-четвертых, высокая себестоимость работ при реализации данного способа из-за возникновения необходимости изготовления специальной оснастки для превентора с целью извлечения длинной колонны труб, а также высокие трудозатраты, связанные с демонтажем провентора с устья скважины для замены трубных плашек под требуемый типоразмер колонны труб.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ установки превентора со сменным кольцом на опорном фланце устьевой арматуры, включающий сбор оборудования и установку превентора плашечного (патент RU № 2724695, 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, а 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.

Недостатками способа являются:

- во-первых, сложность технологии реализации способа, так как для извлечения длинной колонны труб из скважины необходимо использовать специальную оснастку совместно с превентором;

- во-вторых, ограниченные функциональные возможности способа, так как необходимо производить замену трубных плашек на устье скважины в зависимости от типоразмера колонны труб;

- в-третьих, высокая продолжительность монтажа-демонтажа превентора на устье скважины. Это связано с необходимостью замены трубных плашек превентора при извлечении двух колонн различных типоразмеров, например 48 и 60 мм;

- в-четвертых, высокая себестоимость работ при реализации данного способа из-за возникновения необходимости изготовления специальной оснастки для превентора с целью извлечения длинной колонны труб, а также высокие трудозатраты, связанные с монтажём-демонтажем провентора с устья скважины для замены трубных плашек под требуемый типоразмер колонны труб.

Техническими результатами изобретения являются упрощение технологии реализации способа, расширение функциональных возможностей способа и снижение продолжительности монтажа-демонтажа превентора на устье скважины, а также снижение себестоимости работ при реализации данного способа, а также упрощение извлечения длинной колонны труб.

По первому варианту технические результаты достигаются способом герметизации устья скважины при спуске двухлифтовой компоновки с параллельной подвеской колонн при нефтегазоводопроявлении (НГВП), включающим установку и крепление с помощью шпилек и гаек превентора на опорном фланце устьевой арматуры, последовательный спуск и закрепление двух колонн труб.

Новым является то, что на опорный фланец устьевой арматуры с двухлифтовой компоновкой при помощи шпилек и гаек крепят превентор с трубными плашками и шиберной задвижкой, затем через проходной диаметр превентора производят спуск короткой колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, при возникновении признаков НГВП герметизацию устья производят трубными плашками превентора, после спуска в скважину короткой колонны труб на её верхний конец наворачивают трубодержатель, затем доспускают короткую колонну труб в скважину и устанавливают трубодержатель в опорный фланец устьевой арматуры без демонтажа превентора, затем через проходной диаметр превентора производят спуск длинной колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, при возникновении признаков НГВП на верхний конец длинной колонны труб наворачивают опорный переводник и доспускают длинную колонну труб до упора опорного переводника в трубодержатель, герметизацию устья производят шиберной задвижкой превентора, после спуска в скважину длинной колонны труб её верхний конец закрепляют в трубодержателе, далее демонтируют превентор и устанавливают верхний фланец устьевой арматуры.

По второму варианту технические результаты достигаются способом герметизации устья скважины при спуске двухлифтовой компоновки с параллельной подвеской колонн при нефтегазоводопроявлении (НГВП), включающим установку и крепление с помощью шпилек и гаек превентора на опорном фланце устьевой арматуры, последовательный спуск и закрепление двух колонн труб.

Новым явлется то, что на опорный фланец устьевой арматуры с двухлифтовой компоновкой при помощи шпилек и гаек крепят превентор с двумя уровнями плашек, в котором в одном из уровней установлены трубные плашки, а в другом глухие плашки, затем через проходной диаметр превентора производят спуск короткой колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, при возникновении признаков НГВП герметизацию устья производят трубными плашками превентора, после спуска в скважину короткой колонны труб на её верхний конец наворачивают трубодержатель, затем доспускают короткую колонну труб в скважину и устанавливают трубодержатель в опорный фланец устьевой арматуры без демонтажа превентора, затем через проходной диаметр превентора производят спуск длинной колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, при возникновении признаков НГВП на верхний конец длинной колонны труб наворачивают опорный переводник и доспускают длинную колонну труб до упора опорного переводника в трубодержатель, герметизацию устья производят глухими плашками, после спуска в скважину длинной колонны труб её верхний конец закрепляют в трубодержателе, далее демонтируют превентор и устанавливают верхний фланец устьевой арматуры.

На фиг. 1 изображен превентор с трубными плашками и шиберной задвижкой, установленный на фланце устьевой арматуры.

На фиг. 2 изображен двухуровневый превентор с трубными и глухими плашками, установленный на фланце устьевой арматуры.

На фиг. 3 изображен превентор с трубными плашками и шиберной задвижкой на фланце устьевой арматуры, со спускаемой короткой колонной труб при нефтегазоводопроявлении.

На фиг. 4 изображен двухуровневый превентор с трубными и глухими плашками на фланце устьевой арматуры, со спускаемой короткой колонной труб при нефтегазоводопроявлении.

На фиг. 5 изображен превентор с трубными плашками и шиберной задвижкой на фланце устьевой арматуры, со спущенной короткой колонной труб с трубодержателем.

На фиг. 6 изображен двухуровневый превентор с трубными и глухими плашками на фланце устьевой арматуры, со спущенной короткой колонной труб с трубодержателем.

На фиг. 7 изображен превентор с трубными плашками и шиберной задвижкой на фланце устьевой арматуры, со спускаемой длинной колонной труб при установке опорного переводника.

На фиг. 8 изображен двухуровневый превентор с трубными и глухими плашками на фланце устьевой арматуры, со спускаемой длинной колонной труб при установке опорного переводника.

На фиг. 9 изображен превентор с трубными плашками и шиберной задвижкой на фланце устьевой арматуры, со спускаемой длинной колонной труб при нефтегазоводопроявлении.

На фиг. 10 изображен двухуровневый превентор с трубными и глухими плашками на фланце устьевой арматуры, со спускаемой длинной колонной труб при нефтегазоводопроявлении.

Проведение последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием при параллельной подвеске колонн и герметизацию скважины при нефтегазоводопроявлении выполняют в следующей последовательности.

Залежь нефти, например, разрабатывают одновременной закачкой и добычей, при этом используют двухрядную колонну труб, размещенную параллельно в скважине. По одной колонне труб, например колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 60 мм закачивают воду, а по другой колонне труб, например колонне НКТ диаметром 48 мм производят отбор нефти, причём зоны закачки и отбора разделены пакером (на фиг. не показано). По длинной колонне труб производят отбор или закачку ниже пакера, а по короткой колонне труб выше пакера.

По первому варианту на опорный фланец 1 (фиг. 1, 3, 5, 7, 9) устьевой арматуры с двухлифтовой компоновкой и параллельной подвеской колонн труб, например устьевая арматура 2АШК-40х21, при помощи шпилек и гаек (на фиг. показано условно) крепят превентор 2 через уплотнительное металлическое кольцо 3. В конструкции превентора 2 имеется шиберная задвижка 4 и трубные плашки 5, например используется превентор ППШР-2Ф-180х21. Затем через проходной диаметр превентора 2 производят спуск в скважину 7 короткой колонны труб 8 (фиг. 3, 5, 7, 9), оснащённой внутрискважинным оборудованием (на фиг. не показано). При возникновении признаков НГВП герметизацию устья скважины 7 производят трубными плашками 5 превентора 2 (фиг. 3), для этого короткую колонну труб 8 подвешивают на хомуте элеваторе 9 (фиг. 3, 7). После ликвидации НГВП продолжают спуск в скважину 7 короткой колонны труб 8. После спуска в скважину короткой колонны труб 8 на её верхний конец наворачивают трубодержатель 10 (фиг. 5, 7, 9), затем доспускают короткую колонну труб 8 в скважину 7 и устанавливают трубодержатель 10 в опорный фланец 1 устьевой арматуры без демонтажа превентора 2. Далее через проходной диаметр превентора 2 и отверстие в трубодержателе 10 производят спуск длинной колонны труб 11 (фиг. 7, 9), оснащённой внутрискважинным оборудованием (на фиг. не показано). При возникновении признаков НГВП длинную колонну труб 11 подвешивают на хомуте элеваторе 9, на верхний конец длинной колонны труб 11 наворачивают опорный переводник 12 (фиг. 7, 9) и доспускают длинную колонну труб 10 до упора опорного переводника 12 в трубодержатель 10 (фиг. 9), герметизацию устья производят шиберной задвижкой 4 превентора 2 (фиг. 9). После ликвидации НГВП приподнимают длинную клонну труб 11, демонтируют опорный переводник 12 и продолжают спуск в скважину 7 длинной колоны труб 11, после спуска в скважину длинной колонны труб 11 её верхний конец закрепляют в трубодержателе 10, далее демонтируют превентор 2 и устанавливают верхний фланец устьевой арматуры (на фиг. не показано). В качестве трубодержателя используют, например подвеску НКТ входящую в состав устьевой арматуры 2АШК-40х21.

По второму варианту на опорный фланец 1 (фиг. 2, 4, 6, 8, 10) устьевой арматуры с двухлифтовой компоновкой и параллельной подвеской колонн труб, например устьевая арматура 2АШК-40х21, при помощи шпилек и гаек (на фиг. показано условно) крепят превентор 2 через уплотнительное металлическое кольцо 3. В качестве превентора используют превентор 2 с двумя уровнями плашек, в котором в одном из уровней установлены трубные плашки 5, а в другом глухие плашки 6, например используют превентор ППС-2Ф-180х21. Затем через проходной диаметр превентора 2 производят спуск в скважину 7 короткой колонны труб 8 (фиг. 4, 6, 8, 10), оснащённой внутрискважинным оборудованием (на фиг. не показано). При возникновении признаков НГВП герметизацию устья скважины 7 производят трубными плашками 5 превентора 2 (фиг. 4), для этого короткую колонну 8 подвешивают на хомуте элеваторе 9 (фиг. 4, 8), после ликвидации НГВП продолжают спуск в скважину 7 короткой колонны труб 8. После спуска в скважину короткой колонны труб 8 на её верхний конец наворачивают трубодержатель 10 (фиг. 6, 8, 10), затем доспускают короткую колонну труб 8 в скважину 7 и устанавливают трубодержатель 10 в опорный фланец 1 устьевой арматуры без демонтажа превентора 2. Далее через проходной диаметр превентора 2 и отверстие в трубодержателе 10 производят спуск длинной колонны труб 11 (фиг. 8, 10), оснащённой внутрискважинным оборудованием (на фиг. не показано). При возникновении признаков НГВП длинная колонна труб 11 подвешивается на хомуте элеваторе 9, на верхний конец длинной колонны труб 11 наворачивают опорный переводник 12 (фиг. 8, 10) и доспускают длинную колонну труб 10 до упора опорного переводника 12 в трубодержатель 10 (фиг. 10), герметизацию устья производят глухими плашками 6 (фиг. 10). После ликвидации НГВП приподнимают длинную клонну труб 11, демонтируют опорный переводник 12 и продолжают спуск в скважину 7 длинной колоны труб 11. После спуска в скважину длинной колонны труб 11 её верхний конец закрепляют в трубодержателе 10, далее демонтируют превентор 2 и устанавливают верхний фланец устьевой арматуры (на фиг. не показано). В качестве трубодержателя используют, например подвеску НКТ входящую в состав устьевой арматуры 2АШК-40х21.

Упрощается технология герметизации устья скважины при спуске двухлифтовой компоновки с параллельной подвеской колонн при нефтегазоводопроявлении, так как для извлечения длинной колонны труб из скважины не используется катушка.

Расширяются функциональные возможности, так как в предложенных вариантах используются трубные плашки одного типоразмера, поэтому нет необходимости производить замену трубных плашек на устье скважины в зависимости от типоразмера колонны труб.

Снижается продолжительность монтажа-демонтажа превентора на устье скважины. Так как нет необходимости замены трубных плашек превентора при извлечении двух колонн различных типоразмеров, например 48 и 60 мм.

Снижается себестоимость работ из-за отсутствия изготовления специальной оснастки для превентора с целью извлечения длинной колонны труб, а также снижаются трудозатраты, связанные с демонтажом-монтжём провентора с устья скважины для замены трубных плашек под требуемый типоразмер колонны труб.

Благодаря трубодержателю упрощаются извлечения длинной колонны труб и нет необходимости изготовления специальных приспособлений для соединения или захват длинной колонны труб.

Группа изобретений позволяет:

- упростить технологию реализации способа;

- расширить функциональные возможности способа;

- снизить продолжительность монтажа-демонтажа превентора на устье скважины;

- снизить себестоимость работ при реализации данного способа;

- упростить извлечение длинной колонны труб.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе последовательного спуска в скважину двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования с параллельным расположением колонн при нефтегазоводопроявлении (НГВП). Техническим результатом являются уменьшение трудоемкости процесса спуска двухлифтовой колонны при НГВП. Заявлен способ герметизации устья скважины при спуске двухлифтовой компоновки с параллельной подвеской колонн при НГВП, включающий установку и крепление с помощью шпилек и гаек превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательный спуск и закрепление двух колонн труб. При этом сначала через проходной диаметр превентора производят спуск короткой колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием. При возникновении признаков НГВП герметизацию устья производят трубными плашками превентора, для чего короткую колонну труб подвешивают на хомуте-элеваторе. После ликвидации НГВП продолжают спуск в скважину короткой колонны труб. Затем после спуска в скважину короткой колонны труб на её верхний конец наворачивают трубодержатель, и доспускают короткую колонну труб в скважину с установкой трубодержателя в опорный фланец устьевой арматуры. После чего через проходной диаметр превентора и отверстие в трубодержателе производят спуск длинной колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием. При возникновении признаков НГВП на верхний конец длинной колонны труб наворачивают опорный переводник и доспускают длинную колонну труб до упора опорного переводника в трубодержатель. При этом превентор может содержать трубные плашки и шиберную задвижку или два уровня плашек - трубные и глухие, а герметизацию устья при спуске длинной колонны производят шиберной задвижкой или глухими плашками. 2 н.п. ф-лы, 10 ил.

1. Способ герметизации устья скважины при спуске двухлифтовой компоновки с параллельной подвеской колонн при нефтегазоводопроявлении (НГВП), включающий установку и крепление с помощью шпилек и гаек превентора на опорном фланце устьевой арматуры, последовательный спуск и закрепление двух колонн труб, отличающийся тем, что на опорный фланец устьевой арматуры с двухлифтовой компоновкой при помощи шпилек и гаек крепят превентор с трубными плашками и шиберной задвижкой, затем через проходной диаметр превентора производят спуск короткой колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, при возникновении признаков НГВП герметизацию устья производят трубными плашками превентора, после спуска в скважину короткой колонны труб на её верхний конец наворачивают трубодержатель, затем доспускают короткую колонну труб в скважину и устанавливают трубодержатель в опорный фланец устьевой арматуры без демонтажа превентора, затем через проходной диаметр превентора производят спуск длинной колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, при возникновении признаков НГВП на верхний конец длинной колонны труб наворачивают опорный переводник и доспускают длинную колонну труб до упора опорного переводника в трубодержатель, герметизацию устья производят шиберной задвижкой превентора, после спуска в скважину длинной колонны труб её верхний конец закрепляют в трубодержателе, далее демонтируют превентор и устанавливают верхний фланец устьевой арматуры.

2. Способ герметизации устья скважины при спуске двухлифтовой компоновки с параллельной подвеской колонн при нефтегазоводопроявлении (НГВП), включающий установку и крепление с помощью шпилек и гаек превентора на опорном фланце устьевой арматуры, последовательный спуск и закрепление двух колонн труб, отличающийся тем, что на опорный фланец устьевой арматуры с двухлифтовой компоновкой при помощи шпилек и гаек крепят превентор с двумя уровнями плашек, в котором в одном из уровней установлены трубные плашки, а в другом глухие плашки, затем через проходной диаметр превентора производят спуск короткой колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, при возникновении признаков НГВП герметизацию устья производят трубными плашками превентора, после спуска в скважину короткой колонны труб на её верхний конец наворачивают трубодержатель, затем доспускают короткую колонну труб в скважину и устанавливают трубодержатель в опорный фланец устьевой арматуры без демонтажа превентора, затем через проходной диаметр превентора производят спуск длинной колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, при возникновении признаков НГВП на верхний конец длинной колонны труб наворачивают опорный переводник и доспускают длинную колонну труб до упора опорного переводника в трубодержатель, герметизацию устья производят глухими плашками, после спуска в скважину длинной колонны труб её верхний конец закрепляют в трубодержателе, далее демонтируют превентор и устанавливают верхний фланец на опорный фланец устьевой арматуры.