СПОСОБ ПЕРЕОБВЯЗКИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
PROCEDURE FOR WELLHEAD RE-MANIFOLDING

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ремонту устьевого оборудования нефтегазовых скважин, в частности к переобвязке устья скважины при замене старого или неисправного устьевого оборудования на новое устьевое оборудование в процессе расконсервации и реконструкции скважины.
При разработке газовых месторождений скважинами большого диаметра с лифтовыми колоннами, например 168 мм, на завершающей стадии разработки месторождений в связи с уменьшением пластовой энергии в скважинах появляются пластовая вода и частицы песка, которые из-за недостаточных скоростей потока газа в лифтовой колонне большого диаметра остаются на забое и приводят к снижению дебита скважины, а то и к полному прекращению добычи нефти и газа из скважины, к остановке скважины.
Для предотвращения этого явления проводят замену лифтовой колонны большого диаметра на лифтовую колонну меньшего диаметра, например диаметром 114, 89, 73, с заменой типоразмера устьевого оборудования с большего на меньший.
Для проведения замены лифтовых труб необходимо провести переобвязку устьевого оборудования. Демонтаж и монтаж устьевого оборудования в обычных условиях осуществляется методом разборки и сборки резьбовых соединений. Однако из-за длительного периода эксплуатации устьевого оборудования и усталостных явлений в соединительных узлах этого оборудования демонтировать это оборудование традиционным методом последовательного отвинчивания элементов устьевого оборудования в резьбовых соединениях не представляется возможным. Резьбовые соединения, уплотнительные элементы, состоящие из резиновых уплотнительных колец, подвесные узлы обсадных колонн, например клиновая подвеска колонной головки, практически «прикипают» к металлу обсадных труб и устьевого оборудованию и не поддаются простой разборке.
Известен способ переобвязки устья скважин, включающий разборку и сборку фонтанной арматуры [http://water-control.narod.ru/6_4.html].
Недостатком данного способа является низкая ремонтопригодность.
Известен способ переобвязки устья скважин, принятый за прототип, включающий переобвязку устья скважин старого фонда, на котором монтируется новое стандартное оборудование [http://science.ncstu.ru/conf/past/2006/10region/theses/oil, 55. Способ обвязки устья скважины с эксцентричным расположением колонн. Карапетов Р.В., Авдеев А.С.; Материалы X региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону». Том первый. Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки. Ставрополь: СевКавГТУ, 2006. 261. (с.71-72)].
Недостатком данного способа является низкая ремонтопригодность.
Задача предлагаемого изобретения состоит в проведении реконструкции скважины и замены лифтового и устьевого оборудования после длительного периода эксплуатации.
Технический результат созданного изобретения заключается в повышении ремонтопригодности.
Поставленная задача и технический результат достигается тем, что при переобвязке устья скважины, при котором с устья скважины демонтируют фонтанную елку фонтанной арматуры - ФА вместе с переводной катушкой трубной головки - ТГ, из скважины извлекают лифтовую колонну, в эксплуатационной колонне устанавливают цементный мост, демонтируют корпус ТГ в сборе с вторичным уплотнением, из колонной головки - КГ извлекают первичное уплотнение, отрезают верхнюю часть нулевого патрубка кондуктора на 100 мм ниже торца КГ, затем отрезают среднюю часть нулевого патрубка длиной 100-150 мм, после чего удаляют отрезанную часть нулевого патрубка, осаживают КГ на торец оставшейся на устье скважины части нулевого патрубка, срывают и отсоединяют клиновую подвеску от эксплуатационной колонны, снимают и удаляют с устья скважины КГ с верхней отрезанной частью нулевого патрубка, наворачивают на кондуктор переводник для совмещения кондуктора и нулевого патрубка, имеющие разные диаметры, соединяют переводник с нулевым патрубком с техническими характеристиками, аналогичными характеристикам кондуктора совместно с КГ, устанавливают в КГ клиновую подвеску, фиксируют ее в корпусе КГ, устанавливают над клиновой подвеской первичные уплотнения, на КГ монтируют ТГ в сборе с вторичными уплотнениями, опрессовывают первичные и вторичные уплотнения, в скважине устанавливают лифтовую колонну, монтируют на переводной катушке ТГ фонтанную елку ФА.
На фиг.1 показана схема реализации данного способа в процессе переобвязки устья, на фиг.2 - то же после переобвязки устья скважины.
Способ реализуется следующим образом.
С устья ремонтируемой скважины демонтируется фонтанная елка ФА вместе с переводной катушкой и ТГ 1, на корпусе заменяемой ТГ 1 монтируется противо-выбросовое оборудование - ПВО и из скважины извлекается лифтовая колонна.
2
В эксплуатационной колонне 2 устанавливается цементный мост. После завершения периода ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ цементного моста проводится проверка его на прочность разгрузкой инструмента на 0,5-1,0 кН и герметичность опрессовкой его технической водой на давление опрессовки кондуктора 3. В зимний период допускается проводить опрессовку цементного моста солевым раствором, например СаСl или NaCl, с пересчетом давления опрессовки на техническую воду.
С устья скважины демонтируется ПВО и корпус заменяемой ТГ 1 в сборе с вторичным уплотнением 4. Из КГ 5 извлекают первичное уплотнение 6.
Затем на 100 мм ниже торца заменяемой КГ 5 отрезается верхняя часть нулевого патрубка 7, ввернутого в муфту 8 кондуктора 3, а потом отрезается средняя часть нулевого патрубка 7 длиной 100-150 мм. После чего отрезанная часть нулевого патрубка 7 удаляется с устья скважины.
Нанесением ударов вниз заменяемая КГ 5 осаживается вниз на торец оставшейся части нулевого патрубка 7 для срыва и отсоединения клиновой подвески 9 от эксплуатационной колонны 2.
После этого с устья скважины снимается и удаляется заменяемая КГ 5 в сборе с верхней отрезанной частью нулевого патрубка 7.
От кондуктора 3 отсоединяют оставшуюся часть нулевого патрубка 7 вместе с муфтой 8 кондуктора 3 и извлекают из скважины.
Далее на Базе производственного обслуживания собирается и опрессовывается на стенде новая КГ 5 и новый нулевой патрубок 7 в сборе с переводником 10, предназначенным для совмещения кондуктора 3 и нулевого патрубка 7, имеющие разные диаметры, на пробное давление, но не более давления опрессовки кондуктора 3.
На кондуктор 3 (фиг.2) наворачивается опрессованный переводник 10 совместно с опрессованным новым нулевым патрубком 7 и с опрессованной новой КГ 5 и они повторно опрессовываются на устье скважины на давление опрессовки кондуктора 3, например, с использованием катушки или замененной старой КГ 5.
В новой КГ 5 устанавливается новая клиновая подвеска 9, фиксируется в корпусе новой КГ 5 между внутренней поверхностью корпуса новой КГ 5 и эксплуатационной колонной 2, путем натяжения эксплуатационной колонны 2. Над клиновой подвеской 9 устанавливаются первичные уплотнения 6.
На новой КГ 5 монтируется новая ТГ 1 в сборе с вторичными уплотнениями 4.
После монтажа на устье скважины новой КГ 5 и новой ТГ 1 их первичные 6 и вторичные 4 уплотнения опрессовываются.
После завершения ремонтных работ по переобвязке устьевого оборудования разбуривается цементный мост, перекрывающий ствол скважины на период ремонтных работ. Скважина промывается солевым раствором или технической водой, обеспечивающим требуемое противодавление на пласт, в течение не менее 2 циклов.
Далее в эксплуатационную колонну 2 спускают лифтовую колонну из гладких насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм или 60 мм по ГОСТ 633 и ГОСТ Р 52203. Верхняя труба лифтовой колонны соединяется с подвеской ТГ 1 ФА, после чего подвеска ТГ 1 устанавливается в посадочном месте корпуса новой ТГ 1. Затем на корпусе новой ТГ 1 монтируется фонтанная елка новой ФА.
Устье скважины обвязывается трубопроводами в соответствии с проектной документацией. Компенсируется разница в высотных отметках существующего газосборного коллектора и новых высотных отметок устьевого оборудования по причине замены типоразмера устьевого оборудования.