Способ опрессовки превентора в скважине с двумя колоннами труб Российский патент 2024 года по МПК E21B33/03 E21B33/47 E21B47/00 G01M3/28 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам опрессовки двухрядного превентора на скважине с двумя колоннами труб.

Известен способ опрессовки превентора на скважине (патент RU № 2364701, МПК МПК Е21В 33/03, опубл. 20.08.2009), включающий монтаж превентора с колонной головкой, имеющей патрубок, на обсадной колонне, размещение вблизи устья пакера с механическим приводом, выведенным на дневную поверхность через опорную трубу, изоляцию нижней части скважины от превентора постановкой пакера, заполнение скважины выше пакера технологической жидкостью, герметизацию через превентор опорной трубы, создание внутри превентора давления испытания, проведение технологической выдержки, оценку изменения давления, заключение о герметичности или негерметичности превентора, сброс давления в превенторе, разгерметизацию превентора, распакеровку и удаление пакера с приводом и опорной трубой из скважины, при этом спуск пакера с приводом на опорной трубе проводят со скоростью не более 1 м/с, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, технологическую выдержку проводят не менее 30 мин, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, а после распакеровки пакера сливают технологическую жидкость над пакером в скважину и удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.

Недостатки способа:

- сложная технология опрессовки для пакера с одним рядом плашек;

- ограниченные функциональные возможности способа, так как он позволяет опрессовать превентор только с одним рядом плашек.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ опрессовки превентора на скважине с двумя колоннами труб (патент RU № 2795662, МПК Е21 В 33/03, опубл. 05.05.2023), включающий спуск в скважину технологической колонны труб с гидравлическим пакером, посадку гидравлического пакера в скважине и извлечение технологической колонны труб из скважины. Устанавливают и крепят двухрядный превентор на опорном фланце скважины, спускают через осевой канал двухрядного превентора в скважину длинную колонну труб с заглушкой на конце, разгрузить длинную колонну труб муфтой на элеватор, заполняют скважину технологической жидкостью через боковой отвод, выполняют герметизацию длинной колонны труб на устье скважины нижним рядом трубных плашек двухрядного превентора и опрессовывают нижний ряд плашек, затем разгерметизируют длинную колонны труб на устье скважины и стравливают давление в скважине, далее извлекают из скважины длинную колонну труб, далее в скважину через осевой канал двухрядного превентора спускают короткую колонну труб с заглушкой на конце, на устье скважины на элеватор под муфту подвешивают короткую колонну труб, доливают скважину технологической жидкостью через боковой отвод, выполняют герметизацию короткой колонны труб на устье скважины верхним рядом трубных плашек двухрядного превентора и опрессовывают верхний ряд плашек, затем разгерметизируют длинную колонны труб на устье скважины и стравливают давление в скважине, далее извлекают из скважины короткую колонну труб, затем на технологической колонне труб в скважину спускают ловильный инструмент до пакера, захватывают, срывают и извлекают гидравлический пакер из скважины, затем демонтируют двухрядный превентор.

Недостатки способа:

- низкая надежность проведения работ по опрессовке превентора, связанная, во-первых, с применением гидравлического пакера, во-вторых, с применением ловильного инструмента. В первом случае чреваты осложнения с возможной не герметичной посадкой пакера в скважине, а во втором с осложнениями связанными с захватом и срывом пакера в скважине;

- длительность проведения работ по опрессовке превентора. Это связано с тем, что для посадки гидравлического пакера и его извлечения необходимо дополнительные две спуско-подъемные операции (СПО) с технологической колонной труб. Первый СПО технологической колонны с посадочным инструментом для посадки пакера. Второй СПО технологической колонны с ловильным инструментом для извлечения пакера.

-высокие финансовые и материальные затраты для опрессовки превентора, обусловленные длительностью опрессовки превентора на скважине и использовании посадочного и ловильного инструментов.

Техническими результатами изобретения являются повышение надежности проведения работ по опрессовке превентора, а также снижение длительности проведения работ, снижение финансовых и материальных затраты для проведении работ по опрессовке превентора.

Технические результаты достигаются способом опрессовки превентора в скважине с двумя колоннами труб, включающим спуск в скважину и посадку пакера, установку и крепление превентора на опорный фланец скважины, последовательную опрессовку нижнего и верхнего ряда плашек двухрядного превентора, спуск через осевой канал превентора в скважину сначала длинной колонны труб, а затем короткой колонны труб.

Новым является то, что в скважину спускают механический пакер на длинной колонне труб и производят его посадку в скважине, при этом в процессе спуска длинной колонны труб под устьем скважины в составе длинной колонны труб между её двумя последними трубами, спускаемыми в скважину устанавливают глухую муфту, оснащённую внутри перегородкой, далее подбирают длину патрубка длинной колонны труб с возможностью разгрузки длинной колонны труб на трубодержатель, затем наворачивают патрубок нижним концом в верхний конец длинной колонны труб, а верхний конец патрубка в трубодержатель, далее разгружают длинную колонну труб с трубодержателем в кольцевой уступ выполненный в устьевом фланце скважины, затем устанавливают превентор с двумя рядами плашек на устьевой фланец, после чего через осевой канал превентора и отверстие в трубодержателе спускают в скважину короткую колонну труб, оснащённую снизу заглушкой, разгружают короткую колонну труб муфтой на элеватор, установленный на верхнем торце превентора, заполняют скважину жидкостью до верхнего ряда плашек, затем закрывают плашки верхнего ряда и опрессовывают их гидравлическим давлением, после опрессовки верхнего ряда плашек извлекают короткую колонну труб из скважины, далее в верхнее отверстие трубодержателя вкручивают технологический патрубок и распакеровывают пакер, после чего приподнимают длинную колонну труб и демонтируют трубодержатель, затем поднимают длинную колонну труб вверх на 10 м и повторно производят посадку пакера, разгружают длинную колонну труб муфтой технологического патрубка на элеватор, установленный на верхнем торце превентора, доливают в скважину жидкость и производят опрессовку нижних плашек превентора, после опрессовки нижнего ряда плашек, распакеровывают пакер и извлекают длинную колонну труб из скважины, процесс опрессовки превентора в скважине окончен.

На фиг. 1-5 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа опрессовки превентора в скважине с двумя колоннами труб.

Сущность способа опрессовки превентора в скважине с двумя колоннами труб заключается в следующем.

В скважину 1 (фиг. 1, 2, 4, 5) на длинной колонне труб 2 (фиг. 1-5) спускают механический пакер 3 (см. фиг. 1-5), например марки ПРО-ЯТО с осевой посадкой и производят его посадку в скважине 1. При этом в процессе спуска длинной колонны труб 2 под устьем скважины 1 в составе длинной колонны труб 2 между её двумя последними трубами, спускаемыми в скважину, устанавливают глухую муфту 4, оснащённую внутри перегородкой 4'. Перегородка 4' может быть выточена из круглого проката соответствующего типоразмера внутри при изготовлении глухой муфты 4. Глухая муфта 4 благодаря перегородке 4' исключает перелив жидкости на устье скважины через длинную колонну труб 2 в процессе проведения опрессовки превентора.

Подбирают длину патрубка 5 (см. фиг. 2, 3, 4) длинной колонны труб 2 с возможностью разгрузки длинной колонны труб 2 на трубодержатель 6 (см. фиг. 2, 3, 4), например подбираем патрубок 5 длиной 2,5 м. Затем наворачивают патрубок 5 нижним концом в верхний конец длинной колонны труб 2, а на верхний конец патрубка 5 наворачивают трубодержатель 6. Разгружают длинную колонну труб 2 с трубодержателем 6, в кольцевой уступ (на фиг. 2 показано условно) в устьевом фланце 7 (см. фиг. 2, 3, 4, 5) скважины 1.

Затем необходимо навернуть патрубок 5 нижним концом на верхний конец длинной колонны труб 2 и разгрузить длинную колонну 2 на трубодержатель 6. Трубодержатель 6 установить в устьевой фланец 7 скважины 1.

Установить превентор 8 (см. фиг. 3-5) на устьевой фланец 7. Через осевой канал превентора 8 и отверстие в трубодержателе 6 спустить в скважину 1 короткую колонну труб 9 (см. фиг. 3), оснащённую снизу заглушкой 10. Разгрузить короткую колонну труб 9 муфтой 11 на элеватор 12 (см. фиг. 3), установленный на верхнем торце превентора 8. Заполнить скважину 1 жидкостью до верхнего ряда плашек 13 (см. фиг. 3), затем закрыть плашки верхнего ряда 13 и опрессовать их гидравлическим давлением, например на допустимое давление эксплуатационной колонны 9,0 МПа. После опрессовки верхнего ряда плашек 13 извлечь короткую колонну труб 9 из скважины 1.

В верхнее отверстие трубодержателя 6 (см. фиг. 4) вкрутить технологический патрубок 14 (см. фиг. 4, 5) и распакеровать пакер 3. Приподнять длинную колонну труб 2 и демонтировать трубодержатель 6.

Поднять длинную колонну труб 2 (см. фиг. 5) вверх на 10-15 м и повторно произвести посадку пакера 3. Разгрузить динную колонну труб 2 муфтой 15 технологического патрубка на элеватор 12 (см. фиг. 5), установленный на верхнем торце превентора 8. Произвести опрессовку нижних плашек 16 (см. фиг. 5) превентора 8. После опрессовки нижнего ряда плашек 16, распакеровать пакер 3 и извлечь длинную колонну труб 2 из скважины 1. Процесс опрессовки превентора 8 в скважине 1 окончен.

Пример конкретного выполнения.

Выполняли последовательную опрессовку верхнего и нижнего рядов плашек превентора на нефтедобывающей скважине 1, например в обсадной колонне диаметром 168 мм и с устьевой арматурой марки 2АНК-50х21.

В скважину 1 на длинной колонне труб 2 диаметром 60 мм спустили пакер 3 (см. фиг.1), марки ПРО-ЯТО-168 и произвели его посадку осевым перемещением вверх на 1,5 м и вниз до тех пор пока плашки превентора не заякорились на стенках эксплуатационной колонны диаметром 168 мм скважины 1, например на глубине 70 м.

При этом в процессе спуска длинной колонны труб 2 под устьем скважины 1 в составе длинной колонны труб 2 между её двумя последними трубами установили глухую муфту 4, например диаметром 69 мм и с резьбой НКТ 60 по ГОСТ 633-80, оснащённую внутри перегородкой 4'.

Подобрали длину патрубка 5 (см. фиг. 2), так, чтобы была возможность разгрузки длинной колонны труб 2 на трубодержатель 6, например патрубок диаметром 60 мм с резьбой НКТ 60 по ГОСТ 633-80 и длиной 2,5 м. Затем навернули патрубок 5 нижним концом в верхний конец длинной колонны труб 2, а верхним концом патрубок 5 навернули в трубодержатель 6 в отверстие с резьбой НКТ 60 ГОСТ 633-80 и разгрузили длинную колонну 2 на трубодержатель 6. Трубодержатель 6 установили в устьевой фланец 7 скважины 1.

Установили превентор 8 с двумя рядами плашек (см. фиг. 3) на устьевой фланец 7. Через осевой канал превентора 8 и гладкое отверстие, например диаметром 59 мм, в трубодержателе 6 спустили в скважину 1 короткую колонну труб 9, например диаметром 48 мм, оснащённую снизу заглушкой 10. Разгрузили короткую колонну труб 9 муфтой 11 на элеватор 12, установленный на верхнем торце превентора 8. Заполнили эксплуатационную колонну скважины 1 технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³ с помощью насосного агрегата ЦА-320 через боковую задвижку (на фиг. 3 показано условно), до верхнего ряда плашек 13. Закрыли плашки верхнего ряда 13 и опрессовали их гидравлическим давлением, например на допустимое давление эксплуатационной колонны 9,0 МПа, выполнили технологическую выдержку в течение 30 минут. По результатам опрессовки составили акт о герметичности или не герметичности верхнего ряда плашек превентора. После опрессовки верхнего ряда плашек 13 извлекли короткую колонну труб 9 из скважины 1.

В верхнее резьбовое отверстие, например с резьбой НКТ 60 по ГОСТ 633-80, трубодержателя 6, (см. фиг. 4) вкрутили технологический патрубок 14, например длиной 1,2 м, и распакеровали пакер 3. Приподняли длинную колонну труб 2 и демонтировали трубодержатель 6.

Подняли длинную колонну труб 2 (см. фиг. 5) вверх, например на 10 м и повторно произвели посадку пакера 3 на глубине 70 м - 10 м = 60 м. Разгрузили длинную колонну труб 2 муфтой 15 на элеватор 12, установленный на верхнем торце превентора 8. С помощью насосного агрегата ЦА-320 через боковую задвижку на фиг. 3, 5 показано условно, долили технологическую жидкость в эксплуатационную колонну скважины 1.

Произвели гидравлическую опрессовку нижнего ряда плашек 16 превентора 8, как указано выше на допустимое давление эксплуатационной колонны 9,0 МПа, выполнили технологическую выдержку в течение 30 минут. По результатам опрессовки составили акт о герметичности или не герметичности нижнего ряда плашек 16 превентора 8.

После опрессовки нижнего ряда плашек 16 превентора, распакеровали пакер 3 и извлекли длинную колонну труб 2 из скважины 1. Процесс опрессовки превентора 8 с двумя рядами плашек в скважине 1 окончен.

При реализации данного способа повышается надёжность опрессовки верхнего и нижнего рядов плашек при размещении в скважине двух (длинной и короткой) колонн труб. Повышение надёжности обусловлено применением механического, а не гидравлического пакера, спускаемого на конце длинной колонны труб, что гарантирует посадку и срыв пакера в скважине, при этом для посадки механического пакера не требуется посадочный инструмент срабатывание или несрабатывание которого напрямую влияет на надёжность посадки гидравлического пакера и чревато возможными осложнениями связанными с не герметичной посадкой пакера в скважине. Кроме того, применение после опрессовки превентора для извлечения гидравлического пакера ловильного инструмента может вызвать осложнения связанные с захватом и срывом пакера в скважине.

В два раза сокращается продолжительность проведения работ по опрессовке превентора. Это связано с тем, что посадка, спуск, посадка и извлечение механического пакера производится на длинной колонне труб, что не требует дополнительных двух спуско-подъемных операций (СПО) с технологической колонной труб, связанных с посадкой и извлечением пакера, как описано в протипе.

Снижаются финансовые и материальные затраты на реализацию данного способа опрессовки превентора в скважине с двумя колоннами труб. Это связано с сокращением продолжительности опрессовки превентора и исключения оборудования (технологической колонны труб, посадочного инструмента для посадки гидравлического пакера, ловильного инструмента для захвата и извлечения пакера) из процесса опресовки првентора на скважине.

Предлагаемый способ опрессовки превентра в скважине с двумя колоннами труб позволяет:

- повысить надежность проведения работ по опрессовке превентора;

- снизить продолжительность проведения работ по опрессовке превентора;

- снизить финансовые и материальные затраты на проведение работ по опрессовке превентора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам опрессовки двухрядного превентора на скважине с двумя колоннами труб. Техническими результатами изобретения являются повышение надежности проведения работ по опрессовке превентора, а также снижение длительности проведения работ, снижение финансовых и материальных затраты для проведения работ по опрессовке превентора. Заявлен способ опрессовки превентора в скважине с двумя колоннами труб, включающий спуск в скважину на длинной колонне труб механического пакера и его посадку. При этом в процессе спуска длинной колонны труб под устьем скважины в составе длинной колонны труб между её двумя последними трубами, спускаемыми в скважину устанавливают глухую муфту, оснащённую внутри перегородкой. Далее подбирают длину патрубка длинной колонны труб с возможностью разгрузки длинной колонны труб на трубодержатель. Затем наворачивают патрубок нижним концом в верхний конец длинной колонны труб, а верхний конец патрубка в трубодержатель. Далее разгружают длинную колонну труб с трубодержателем в кольцевой уступ выполненный в устьевом фланце скважины. Затем устанавливают превентор с двумя рядами плашек на устьевой фланец, после чего через осевой канал превентора и отверстие в трубодержателе спускают в скважину короткую колонну труб, оснащённую снизу заглушкой, и разгружают ее на элеватор, установленный на верхнем торце превентора. Заполняют скважину жидкостью до верхнего ряда плашек, затем закрывают плашки верхнего ряда и опрессовывают их гидравлическим давлением. После опрессовки верхнего ряда плашек извлекают короткую колонну труб из скважины. Далее в верхнее отверстие трубодержателя вкручивают технологический патрубок и распакеровывают пакер, после чего приподнимают длинную колонну труб и демонтируют трубодержатель. Затем поднимают длинную колонну труб вверх на 10 м и повторно производят посадку пакера и разгружают длинную колонну труб муфтой технологического патрубка на элеватор, установленный на верхнем торце превентора. Доливают в скважину жидкость и производят опрессовку нижних плашек превентора. После опрессовки нижнего ряда плашек, распакеровывают пакер и извлекают длинную колонну труб из скважины. 5 ил.

Способ опрессовки превентора в скважине с двумя колоннами труб, характеризующийся тем, что в скважину на длинной колонне труб спускают механический пакер и производят его посадку, при этом в процессе спуска длинной колонны труб под устьем скважины в составе длинной колонны труб между её двумя последними трубами, спускаемыми в скважину устанавливают глухую муфту, оснащённую внутри перегородкой, далее подбирают длину патрубка длинной колонны труб с возможностью разгрузки длинной колонны труб на трубодержатель, затем наворачивают патрубок нижним концом в верхний конец длинной колонны труб, а верхний конец патрубка в трубодержатель, далее разгружают длинную колонну труб с трубодержателем в кольцевой уступ, выполненный в устьевом фланце скважины, затем устанавливают превентор с двумя рядами плашек на устьевой фланец, после чего через осевой канал превентора и отверстие в трубодержателе спускают в скважину короткую колонну труб, оснащённую снизу заглушкой, разгружают короткую колонну труб муфтой на элеватор, установленный на верхнем торце превентора, заполняют скважину жидкостью до верхнего ряда плашек, затем закрывают плашки верхнего ряда и опрессовывают их гидравлическим давлением, после опрессовки верхнего ряда плашек извлекают короткую колонну труб из скважины, далее в верхнее отверстие трубодержателя вкручивают технологический патрубок и распакеровывают пакер, после чего приподнимают длинную колонну труб и демонтируют трубодержатель, затем поднимают длинную колонну труб вверх на 10 м и повторно производят посадку пакера, разгружают длинную колонну труб муфтой технологического патрубка на элеватор, установленный на верхнем торце превентора, доливают в скважину жидкость и производят опрессовку нижних плашек превентора, после опрессовки нижнего ряда плашек, распакеровывают пакер и извлекают длинную колонну труб из скважины.