Результат интеллектуальной деятельности: Способ проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием и устройство для его осуществления

Изобретение относится к способам и устройствам, предназначенным для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с помощью превентора, устанавливаемого на устье скважины на различные типоразмеры опорных фланцевых устьевых арматур, в частности для проведения спуско-подъёмных операций (СПО) в скважинах, оснащённых двухрядной колонной труб с внутрискважинным оборудованием (одновременно раздельная добыча, одновременно раздельная закачка) с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), охраны недр и окружающей среды.

Известен способ установки плашечного превентора на опорном фланце устьевой арматуры (патент RU № 2632721, опубл.09.10.2017), включающий герметичное крепление превентора нижним фланцем на опорном фланце устьевой арматуры, при проведении спуско-подъемных операций оборудование на колонне труб перемещают через вертикальный осевой канал корпуса превентора. Для закрытия превентора, т.е. герметизации спущенной в скважину колонны труб вращением штурвалов по направлению часовой стрелки смыкают трубные плашки до полного охвата снаружи колонны труб, а для открытия превентора после сброса давления необходимо отвести трубные плашки вращением штурвалов против направления часовой стрелки в исходное положение до полного открытия вертикального осевого канала корпуса превентора.

Недостатки способа:

- во-первых, сложность установки (монтажа-демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного выполнения СПО двух колонн труб различных диаметров, например, две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием, связанной с разборкой устьевой арматуры. Это обусловлено тем, что при проведении СПО первого или второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо: демонтировать превентор после проведения СПО с первым рядом колонны труб с внутрискважинным оборудованием, разобрать устьевую арматуру, заменить сменное кольцо, смонтировать превентор на опорном фланце устьевой арматуры для спуска второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием;

- во-вторых, длительность разборки устьевой арматуры, а также демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного спуска двух колонн с внутрискважинным оборудованием, связанных с необходимостью замены сменного кольца на устьевой арматуре скважины;

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием. Это обусловлено тем, что после СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо сначала демонтировать превентор с опорного фланца устьевой арматуры, а потом вновь смонтировать превентор на другой фланец, предварительно закрепив его на устье, чтобы произвести СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием. Поэтому в этот период времени в течение 10-15 минут устье скважины остаётся открытым, что может привести к возникновению НГВП и созданию критической ситуации на скважине.

Известен превентор плашечный (патент RU № 2632721, опубл. 09.10.2017), содержащий превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры. Превентор содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, корпус оснащен вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Нижние глухие плашки, размещенные в плашечном блоке, непосредственно перекрывают вертикальный осевой канал корпуса, причем их корпуса являются корпусами плашечных блоков, корпуса верхних трубных плашек в поперечном сечении имеют прямоугольную форму и размещены в прямоугольных выемках корпусов нижних плашек с возможностью перемещения, при этом эластичные уплотнители размещены в фигурных пазах, выполненных в корпусах плашек, а продольные оси приводных штоков плашек разнесены относительно друг друга в вертикальной диаметральной плоскости и взаимодействуют с двумя резьбовыми отверстиями крышки.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, невозможность последовательного выполнения спуско-подъёмных операций двух колонн труб различных диаметров, например две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием без разборки устьевой арматуры и демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры под колонну труб другого диаметра;

- во-вторых, трудоёмкость работ, связанная с разборкой и сборкой устьевой арматуры;

- в-третьих, высокие затраты на изготовление сменных колец различного типоразмера.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием, включающим установку и крепление с помощью шпилек и гаек превентора на опорном фланце устьевой арматуры, спуск и закрепление двух колонн труб (патент RU № 2724695, МПК Е21В 33/06, 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, причём 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 установки (монтажа-демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного выполнения СПО двух колонн труб различных диаметров, например две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием, связанных с разборкой устьевой арматуры. Это обусловлено тем, что при проведении СПО первого или второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо: демонтировать превентор после проведения СПО с первым рядом колонны труб с внутрискважинным оборудованием, разобрать устьевую арматуру, заменить сменное кольцо, смонтировать превентор на опорном фланце устьевой арматуры для спуска второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием;

- во-вторых, длительность и трудоемкость разборки устьевой арматуры, а также демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного спуска двух колонн с внутрискважинным оборудованием, связанной с необходимостью замены сменного кольца на устьевой арматуре скважины;

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием. Это обусловлено тем, что после СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо сначала демонтировать превентор с опорного фланца устьевой арматуры, а потом вновь смонтировать превентор на другой фланец, предварительно закрепив его на устье, чтобы произвести СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием. Поэтому в этот период времени в течение 10-15 минут устье скважины остаётся открытым, что может привести к возникновению НГВП и созданию критической ситуации на скважине.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является превентор, содержащий превентор с большим проходным диаметром с литыми нижним и верхнем фланцами, нижний эксцентричный фланец превентора с меньшим проходным сечением крепится герметично на опорный фланец устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек (патент RU № 2724695, МПК Е21В 33/06, 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 грузоподъёмные проушины со смещением по высоте относительно друг от друга с возможностью установки превентора на устье наклонной скважины, причём сменное кольцо выполнено с кольцевыми канавками с возможностью установки герметизирующих металлических колец.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, невозможность последовательного выполнения спуско-подъёмных операций двух колонн труб различных диаметров, например две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием без разборки устьевой арматуры и демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры под колонну труб другого диаметра;

- во-вторых, трудоёмкость работ, связанная с разборкой и сборкой устьевой арматуры;

- в-третьих, низкая безопасность при выполнении СПО и высокие затраты на изготовление сменных колец различного типоразмера.

Техническими задачами предложения являются упрощение и обеспечение последовательного выполнения СПО с двумя колоннами труб с внутрискважинным оборудованием без демонтажа превентора между проведением СПО с двумя колоннами труб различных диаметров, снижение трудоемкости и сокращение продолжительности разборки устьевой арматуры и монтажа (демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры, при повышении безопасности проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием, а также расширение арсенала средств последовательного выполнения СПО с двумя колоннами труб с внутрискважинным оборудованием без демонтажа превентора между проведением СПО с двумя колоннами труб различных диаметров.

Технические задачи решаются способом проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием, включающим установку и крепление с помощью шпилек и гаек превентора на опорном фланце устьевой арматуры, спуск и закрепление двух колонн труб.

Новым является то, что на опорный фланец устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек крепят превентор с большим проходным диаметром, затем через больший проходной диаметр превентора производят спуск первой колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, после спуска в скважину первой колонны труб на её верхний конец наворачивают трубодержатель, затем доспускают первую колонну труб в скважину и устанавливают трубодержатель в опорный фланец устьевой арматуры без демонтажа превентора, далее на верхний фланец превентора с помощью шпилек и гаек крепят нижний фланец, выполненный с эксцентриситетом, дополнительного превентора с меньшим проходным диаметром, затем сначала через меньший проходной диаметр дополнительного превентора, а затем через больший проходной диаметр превентора производят спуск второй колонны труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием, после спуска в скважину второй колонны труб её верхний конец закрепляют в трубодержателе, после чего демонтируют превентор и дополнительный превентор, и устанавливают верхний фланец на опорный фланец устьевой арматуры.

Технические задачи решаются устройством для проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием, содержащим превентор с литым верхним и нижним фланцем с большим проходным диаметром, закрепленный герметично нижним фланцем на опорном фланце устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек.

Новым является то, что опорный фланец устьевой арматуры оснащён трубодержателем, а на верхнем фланце превентора с большим проходным диаметром с помощью шпилек и гаек нижним фланцем с эксцентриситетом – e относительно осевого канала закреплён дополнительный превентор с меньшим проходным диаметром.

На фиг. 1 изображен превентор, установленный на фланце устьевой арматуры.

На фиг. 2 изображен превентор на фланце устьевой арматуры со спущенной первой колонной труб с трубодержателем.

На фиг. 3 изображены превенторы, установленные на фланце устьевой арматуры перед спуском второй колонны труб.

На фиг. 4 изображены превенторы, установленные на фланце устьевой арматуры при спуске второй колонны труб.

Устройство для проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием состоит из превентора 1 (фиг. 1-4) с большим проходным диаметром c литым нижним фланцем 2 и литым верхним фланцем 3. Превентор 1 закреплён нижним фланцем 2 герметично на опорный фланец 4 устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек. Опорный фланец 4 устьевой арматуры оснащён трубодержателем 5 (фиг. 2-4). На верхнем фланце 3 превентора 1 с большим проходным диаметром с помощью шпилек и гаек закреплён герметично дополнительный превентор 6 (фиг. 3-4) с меньшим проходным диаметром. Превентор 6 имеет литой нижний фланец 7, выполненный с эксцентриситетом - e относительно осевого канала превентора 6. Герметичность нижнего фланца 2 превентора 1 и опорного фланца 4 устьевой арматуры, а также верхнего фланца 3 превентора 1 с нижним фланцем 7 превентора 6 обеспечивается с помощью металлического кольца 8 (фиг. 1-4) и 9 (фиг. 3-4).

Проведение последовательного спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием выполняют в следующей последовательности.

Герметизирующее металлическое кольцо 8 устанавливают в соответствующую кольцевую канавку (показано на фиг. 1) опорного фланца 4 устьевой арматуры.

Превентор 1 с диаметром условного прохода 180 мм посредством подъёмного агрегата поднимают и центрируют относительно опорного фланца 4 устьевой арматуры и опускают вниз до посадки нижнего фланца 2 на опорный фланец 4 устьевой арматуры. Далее при помощи шпилек и гаек превентор 1 крепят к опорному фланцу 4. Герметичность фланцевого соединения обеспечивается металлическим кольцом 8.

После установки превентора 1 осуществляют спуско-подъёмные операции с первой колонной труб 10 (фиг. 2-4). После спуска первой колонны труб 10 (фиг. 2-4) с внутрискважинным оборудованием, на конец колонны наворачивают трубодержатель 5 диаметром 170 мм и доспускают первую колонну труб в скважину до посадочного места под трубодержатель 5 в опорном фланце 4 устьевой арматуры (фиг. 2). Так как диаметр трубодержателя 5 меньше, чем диаметр условного прохода превентора 1, то это позволяет установить трубодержатель 5 в опорный фланец 4 устьевой арматуры без демонтажа превентора 1 (фиг. 2).

Для спуска-подъёма второй колонны труб 11 (фиг. 4) с внутрискважинным оборудованием, герметизирующее металлическое кольцо 9 устанавливают в соответствующую кольцевую канавку верхнего фланца 3 превентора 1 с диаметром условного прохода 180 мм.

Превентор 6 с диаметром условного прохода 80 мм посредством подъёмного агрегата поднимают и совмещают осевой канал превентора 6 и отверстие под вторую колонну труб 11 в трубодержателе 5 и опускают вниз до посадки нижнего литого фланца 7 превентора 6 на верхний фланец 3 превентора 1 (фиг. 3). Далее при помощи шпилек и гаек превентор 6 крепят к превентору 1. Герметичность фланцевого соединения обеспечивается металлическим кольцом 9.

Спуск второй колонны труб 11, оснащённой внутрискважинным оборудованием, производят сначала через меньший проходной диаметр 80 мм дополнительного превентора 6, а затем через больший проходной диаметр 180 мм превентора 1. После спуска в скважину второй колонны труб 11 её верхний конец закрепляют в трубодержателе 5. (фиг. 4).

После спуска в скважину двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием и окончания работ демонтируют превенторы 1 и 6 в обратной последовательности и устанавливают верхний фланец устьевой арматуры.

Изобретение обеспечивает возможность проведения спуско-подъёмных операций в скважинах, с двухрядной колонной труб с внутрискважинным оборудованием (одновременно раздельная добыча, одновременно раздельная закачка) с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, охраны недр и окружающей среды).

Например, на первой колонне труб наружным диаметром 60 мм по ГОСТ 633-80 длиной 1200 м, спускают глубинный штанговый насос обеспечивающей добычу с нижнего пласта.

Например, на второй колонне труб наружным диаметром 48 мм по ГОСТ 633-80, длиной 800 м, спускают глубинный штанговый насос обеспечивающей добычу с верхнего пласта.

При выполнении способа не требуется перемонтаж оборудования при СПО и устье скважины всегда защищено от НГВП.

Изобретение позволяет упростить процесс проведения последовательного спуска в скважину двух колонн труб различных диаметров с внутрискважинным оборудованием, так как после проведения спуска первой колонны труб с внутрискважинным оборудованием устанавливают дополнительный превентор, не демонтируя основной превентор, и продолжают работы связанные со спуском второй колонны труб с внутрискважинным оборудованием.

Снижается трудоемкость и сокращается продолжительность процесса последовательного спуска двух колонн с внутрискважинным оборудованием, так как исключаются технологические операции по разборке устьевой арматуры, монтажу-демонтажу превентора на опорном фланце устьевой арматуры для спуска второй колонны труб с внутрискважинным оборудованием, а значит позволяет сэкономить финансовые затраты на ремонт скважины. Исключение сменных колец различного типоразмера из конструкции устройства позволяет снизить затраты на их изготовление.

Повышается безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием. Это обусловлено тем, что из-за исключения технологических операций по разборке устьевой арматуры, монтажу-демонтажу превентора в случае возникновения НГВП всегда можно закрыть устье скважины превентором, находящимся на опорном фланце устьевой арматуры.

Изобретение позволяет:

- произвести последовательное СПО с двумя колоннами труб различных диаметров с внутрискважинным оборудованием без демонтажа превентора между проведением СПО с двумя колоннами труб различных диаметров;

- снизить трудоёмкость работ, связанных с разборкой и сборкой устьевой арматуры и сократить продолжительность монтажа (демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры;

- исключить затраты на изготовление сменных колец различного типоразмера;

- повысить безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием.