Способ установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъёма из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования и устройство для его осуществления Российский патент 2023 года по МПК E21B33/04 E21B33/47 

Изобретение относится к способам, предназначенным для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с использованием превентора при последовательном подъеме из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования.

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 отсутствует запорная компоновка, поэтому 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 демонтажем провентора с устья скважины для замены трубных плашек под требуемый типоразмер колонны труб.

Известно устройство по способу установки противовыбросового плашечного превентора на опорном фланце устьевой арматуры, включающий превентор, установленный на опорном фланце устьевой арматуры (патент RU №2214499, опубл. 20.10.2003).

Недостатками устройства являются:

- во-первых, невозможно перекрыть внутренне сечении и колонны труб в процессе спуско-подъемных операций (СПО) при возникновении нефтегазоводопроявлений (НГВП);

- во-вторых, сложность извлечения длинной колонны труб из-за необходимости изготовления специальных приспособлений для соединения или захват длинной 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 грузоподъемные 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 грузоподъемные 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 отсутствует запорная компоновка, поэтому 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 монтажем-демонтажем провентора с устья скважины для замены трубных плашек под требуемый типоразмер колонны труб.

Известен превентор со сменным кольцом, содержащий превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным присоединительным и герметизирующим размерами, соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры на который крепится превентор (патент RU №2724695, 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 грузоподъемные проушины со смещением по высоте относительно друг от друга с возможностью установки превентора на устье наклонной скважины.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, невозможно перекрыть внутреннее сечение обеих колонн труб в процессе СПО при возникновении НГВП, что может привести к получению различных травм обслуживающего персонала;

- во-вторых, сложность извлечения длинной колонны труб из-за необходимости изготовления специальных приспособлений для соединения или захвата длинной колонны труб.

Техническими результатами изобретения являются упрощение технологии установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъема из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования, расширение функциональных возможностей способа и устройства, а также снижение продолжительности монтажа-демонтажа превентора на устье скважины и снижение себестоимости проведения работ, расширение арсенала средств установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъема из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования при упрощении извлечения длинной колонны труб из скважины, а также позволяющей перекрыть внутреннее сечение колонны труб в процессе СПО при возникновении НГВП.

Технические результаты достигаются способом установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъема из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования, включающим сбор оборудования и установку превентора плашечного на опорный фланец устьевой арматуры.

Новым является то, что предварительно устанавливают катушку между нижним фланцем превентора и фланцем-трубодержателем, катушку крепят герметично шпилечным соединением фланцем катушки к нижнему фланцу превентора, а к фланцу-трубодержателю патрубком катушки с помощью герметичного резьбового соединения, производят подъем из скважины длинной колонны труб с внутрискважинным оборудованием, по окончании проведения подъемных операций с длинной колонной труб отворачивают крепление катушки с нижним фланцем превентора и демонтируем превентор, подъем короткой колонны труб выполняют после демонтажа с фланца устьевой арматуры фланец-трубодержателя и герметичного крепления кольца на нижний фланец превентора с помощью шпилечного соединения, затем монтируют превентор совместно с кольцом на фланец устьевой арматуры герметично с помощью шпилечного соединения, затем производят подъем короткой колонны труб с внутрискважинным оборудованием, при возникновении нефтегазоводопроявлений в превенторе устанавливают запорную компоновку, состоящую из переводника, патрубка и шарового крана, исключающую выброс при возникновении нефтегазоводопроявлений.

Технический результат достигается устройством для осуществления способа установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъема из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования, содержащим превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным присоединительным и герметизирующим размерами, соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры на который крепится превентор.

Новым является то, что превентор дополнительно оснащен запорной компоновкой, содержащей переводник, патрубок, шаровой кран, а также превентор снабжен катушкой соединенной с трубодержателем устьевой арматуры герметичным резьбовым соединением.

Герметизация плашек превентора происходит на патрубке запорной компоновки.

На фиг. 1 изображена устьевая арматура с двумя колоннами труб в скважине.

На фиг. 1 изображен превентор при подъеме длинной колонны труб.

На фиг. 2 изображен превентор при подъеме короткой колонны труб.

Устройство для установки превентора на опорный фланец устьевой арматуры и проведения последовательного подъема из скважины двух колонн труб в компоновке с внутрискважинным оборудованием состоит из превентора 1 (фиг. 2-3) c литым нижним фланцем 2 и литым верхним фланцем 3. Превентор 1 закреплен нижним фланцем 2 герметично:

- при подъеме длинной колонны труб 4 (фиг. 1, 2), на фланце-трубодержателе 5 через катушку 6 (фиг. 2);

- при подъеме короткой колонны труб 7 (фиг. 1-3), на фланце устьевой арматуры 8 (фиг. 1-3) через кольцо 9 (фиг. 3).

Катушка 6 состоит из фланца 10 (фиг. 2) и патрубка 11. Присоединительные и герметизирующие размеры фланца 10 катушки 6 соответствуют нижнему фланцу 2 превентора 1, а патрубок 11 соединяется посредством герметичного резьбового соединения с фланцем-трубодержателем 5. Фланец 10 катушки 6 крепится к нижнему фланцу 2 превентора 1 с помощью шпилек и гаек (на фиг. 1 показано условно).

Кольцо 9 (фиг. 3) с верхней стороны имеет присоединительные и герметизирующие размеры, соответствующие нижнему фланцу 2 превентора 1, а с нижней стороны присоединительные и герметизирующие размеры, соответствующие фланцу устьевой арматуры 8. Кольцо 9 крепится к нижнему фланцу 2 превентора 1 и к фланцу устьевой арматуры 8 с помощью шпилек и гаек (на фиг. 3 показано условно).

Превентор 1 оснащен запорной компоновкой 12 (фиг. 2-3) состоящей из патрубка 13, снизу соединенного герметичным резьбовым соединением с переводником 14 для крепления колоны труб 4 или 7, а с верху шаровым краном 15.

При подъеме длинной колонны труб 4, фланец-трубодержатель 5 оснащается пробкой 16 (фиг. 2), которая устанавливается в отверстие для короткой колонны труб 7 в фланце и обеспечивает герметичность внутренней полости короткой колонны труб 7. Пробка 16 устанавливается в фланец-трубодержатель 5 с помощью герметичного резьбового соединения.

Превентор с катушкой и кольцом работает следующим образом.

Залежь нефти, например, разрабатывают одновременной закачкой и добычей, при этом используют двухрядную колонну труб. 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, причем зоны закачки и отбора разделены пакером (фиг. 1).

Для реализации вышеописанной технологии в процессе эксплуатации и ремонта скважины необходимо с устья скважины последовательно производить подъемные операции колонн труб, колонн НКТ двух типоразмеров 60 и 48 мм, для этого используют конструкцию предлагаемого превентора.

Перед установкой превентора 1 на скважину 17 (фиг. 1-3) для подъема длинной колонны труб 4 диаметром D (колонны НКТ диаметром 60 мм), необходимо демонтировать верхнюю обвязку скважины (на фиг. не показано) и вместо трубодержателя 18 (фиг. 1) установить переходную катушку 6 (фиг. 2) патрубком 11 в отверстие фланца-трубодержателя 5 под длинную колонну 4. В отверстие под короткую колонну труб 7 установить пробку 16 (фиг. 2). На фланец 10 катушки 6 устанавливают металлическое кольцо 19 (фиг. 2) в соответствующую кольцевую канавку.

Далее устанавливают превентор 1, например ППШР-2Ф-152×21 с трубными плашками для герметизации колонны диаметром 73 мм. Превентор 1 посредством подъемного агрегата поднимают и центрируют относительно фланца 10 катушки 6 и опускают вниз до посадки нижнего фланца 2 превентора 1 на фланец 10 катушки 6. Далее шпилечным соединением (на фиг. 2 показано условно) превентор 1 крепиться к катушке 6. Герметичность крепления обеспечивается металлическим кольцом 19.

После установки превентора 1 осуществляют подъемные операции длинной колонны труб 4 (фиг. 2).

Для подъема короткой колонны 7 диаметром d (колонны НКТ диаметром 48 мм), необходимо демонтировать фланец-трубодержатель 5. Превентор 1 оснастить кольцом 9, для этого устанавливают металлическое кольцо 20 (фиг. 3) в соответствующую кольцевую канавку сверху в кольце 9, кольцо 9 центрируют относительно нижнего фланца 2 превентора 1 и крепят к нижнему фланцу 2 превентора 1 с помощью шпилечного соединения (на фиг. 3 показано условно).

Далее устанавливают превентор 1 с трубными плашками для герметизации колонны диаметром 73 мм. Превентор 1 с закрепленным на нижнем фланце 2 кольцом 9 посредством подъемного агрегата поднимают и центрируют относительно устьевого фланца 8 скважины 17, устанавливают металлическое кольцо 21 (фиг. 3) в соответствующую кольцевую канавку в устьевом фланце 8 и опускают превентор 1 вниз до посадки нижнего кольца 9 на устьевой фланец 8. Далее шпилечным соединением (на фиг. 3 показано условно) превентор 1 крепится к устьевому фланцу 8. Герметичность крепления обеспечивается металлическим кольцом 21.

После установки превентора 1 осуществляют подъемные операции с короткой колонной труб 7 (фиг. 3).

При возникновении НГВП с длинной колонной труб 4 диаметром D (колонна НКТ диаметром 60 мм) или короткой колонной труб 7 диаметром d (колонна НКТ диаметром 48 мм) на устье скважины на верхний конец колонны труб устанавливают запорную компоновку 12, имеющую присоединительную резьбу на ниппельной части переводника 14 диаметром, соответствующим диаметру резьбы муфты подымаемой колонны труб (длинной колонны труб диаметром 60 мм по ГОСТ 633-80, короткой колонны труб диаметром 48 мм по ГОСТ 633-80). На верхний фланец 3 превентора 1 устанавливают хомут элеватор 22 (фиг. 2-3), запорную компоновку 12 приспускают вместе с колонной труб в скважину 17 и подвешивают на муфте 23 (фиг. 2-3) запорной компоновки. При этом шаровой кран 15 должен быть в положение «ЗАКРЫТО».

Далее вращают штурвалы ручных приводов 24 (фиг. 2-3) и 25 по часовой стрелке на 5–6 оборотов сводят трубные плашки 26 и 27 и обхватывают снаружи патрубок 13 запорной компоновки диаметром 73 мм по всему периметру его окружности, возникающее под трубными плашками 26 и 27 при НГВП давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители (на фиг. не показано) трубных плашек 26 и 27 к наружной поверхности патрубка 13. Таким образом герметизируют пространство между превентором 1 и запорной компоновкой 12.

После ликвидации НГВП, т.е. после сброса давления в скважине, открывают превентор, разгерметизируют пространство между превентором и патрубком 13 запорной компоновки 12 и восстанавливают внутреннее пространство колонн труб.

Для этого сначала открывают превентор вращением штурвалов ручных приводов 24 и 25 против часовой стрелки на 5-6 оборотов, отводят трубные плашки 26 и 27 до упора.

Далее шаровой кран 15, запорной компоновки 12, поворотом рукоятки переводят в положение «ОТКРЫТО».

Убедившись в отсутствии выброса НГВП по колонне труб, отворачивают запорную компоновку 12 с верхнего конца колонны труб и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб.

Устройство позволяет перекрыть внутреннее сечение обеих колонн труб в процессе СПО при возникновении НГВП, и, как следствие обеспечить безопасность обслуживающего персонала.

Упрощается извлечение длинной колонны труб из-за необходимости изготовления специальных приспособлений для соединения или захвата длинной колонны труб путем применения катушки в конструкции устройства.

Предлагаемая конструкция превентора с катушкой и кольцом позволяет выполнить последовательные подъем двух колонн труб различных диаметров с внутрискважинным оборудованием без разборки устьевой арматуры и замены плашек превентора.

Устройство позволяет:

- перекрыть внутреннее сечение обеих колонн труб при возникновении НГВП;

- упростить извлечение длинной колонны труб, сократив трудозатраты, а значит сэкономить финансовые средства.

Способ установки превентора 1 на опорном фланце 8 устьевой арматуры и последовательного подъема из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования включает установку катушки 6 между нижним фланцем 2 превентора 1 и фланцем-трубодержателем 5. Катушка 6 крепиться герметично с помощью шпилечного соединения фланцем 10 к нижнему фланцу 2 превентора, а к фланцу-трубодержателю 5 патрубком 11 с помощью герметичного резьбового соединения. Производят подъем из скважины длинной колонны труб 4 с внутрискважинным оборудованием, по окончании проведения подъемных операций с длинной колонной труб отворачивают крепление катушки 6 с нижним фланцем 2 превентора 1 и демонтируемют превентор 1. Для поднятия короткой колонны труб демонтируют с фланца устьевой арматуры 8 фланец-трубодержатель 5, а на нижней фланец 2 превентора 1 крепят герметично с помощью шпилечного соединения кольцо 9 и монтируют превентор 1 совместно с кольцом 9 на фланец устьевой арматуры 8 герметично с помощью шпилечного соединения, затем производят подъем короткой колонны труб с внутрискважинным оборудованием.

Упрощается технология реализации способа, так как для извлечения длинной колонны труб из скважины используется катушка.

Расширяются функциональные возможности способа, так как в предложенном способе используется запорная компоновка, 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 при реализации данного способа из-за отсутствия изготовления специальной оснастки для превентора с целью извлечения длинной колонны труб (используется катушка), а также снижаются трудозатраты, связанные с демонтажом-монтжем провентора с устья скважины для замены трубных плашек под требуемый типоразмер колонны труб. Расширяется арсенал средств установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъема из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования.

Способ позволяет:

- упростить технологию реализации способа;

- расширить функциональные возможности способа;

- снизить продолжительность монтажа-демонтажа превентора на устье скважины;

- снизить себестоимость работ при реализации данного способа.

Изобретение относится к способам, предназначенным для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с использованием превентора при последовательном подъеме из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования. Способ установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъёма из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования, включающий сборку оборудования и установку превентора плашечного на опорный фланец устьевой арматуры. Предварительно устанавливают катушку между нижним фланцем превентора и фланцем-трубодержателем. Катушку крепят герметично шпилечным соединением фланцем катушки к нижнему фланцу превентора, а к фланцу-трубодержателю патрубком катушки с помощью герметичного резьбового соединения. Производят подъём из скважины длинной колонны труб с внутрискважинным оборудованием. По окончании проведения подъёмных операций с длинной колонной труб отворачивают крепление катушки с нижним фланцем превентора и демонтируют превентор. Подъем короткой колонны труб выполняют после демонтажа с фланца устьевой арматуры фланца-трубодержателя и герметичного крепления кольца на нижний фланец превентора с помощью шпилечного соединения. Затем монтируют превентор совместно с кольцом на фланец устьевой арматуры герметично с помощью шпилечного соединения. Затем производят подъём короткой колонны труб с внутрискважинным оборудованием. При возникновении нефтегазоводопроявлений в превенторе устанавливают запорную компоновку, состоящую из переводника, патрубка и шарового крана, исключающую выброс при возникновении нефтегазоводопроявлений. Технические результаты заключаются в упрощении технологии установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъёма из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования, расширение функциональных возможностей способа и устройства, а также снижении продолжительности монтажа-демонтажа превентора на устье скважины. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъёма из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования, включающий сборку оборудования и установку превентора плашечного на опорный фланец устьевой арматуры, отличающийся тем, что предварительно устанавливают катушку между нижним фланцем превентора и фланцем-трубодержателем, катушку крепят герметично шпилечным соединением фланцем катушки к нижнему фланцу превентора, а к фланцу-трубодержателю патрубком катушки с помощью герметичного резьбового соединения, производят подъём из скважины длинной колонны труб с внутрискважинным оборудованием, по окончании проведения подъёмных операций с длинной колонной труб отворачивают крепление катушки с нижним фланцем превентора и демонтируют превентор, подъем короткой колонны труб выполняют после демонтажа с фланца устьевой арматуры фланца-трубодержателя и герметичного крепления кольца на нижний фланец превентора с помощью шпилечного соединения, затем монтируют превентор совместно с кольцом на фланец устьевой арматуры герметично с помощью шпилечного соединения, затем производят подъём короткой колонны труб с внутрискважинным оборудованием, при возникновении нефтегазоводопроявлений в превенторе устанавливают запорную компоновку, состоящую из переводника, патрубка и шарового крана, исключающую выброс при возникновении нефтегазоводопроявлений.

2. Устройство для осуществления способа установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъёма из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования, содержащее превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным с присоединительным и герметизирующим размерами, соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры, на который крепится превентор, отличающееся тем, что превентор дополнительно оснащён запорной компоновкой, содержащей переводник, патрубок, шаровой кран, а также превентор снабжён катушкой, соединённой с трубодержателем устьевой арматуры герметичным резьбовым соединением.