СПОСОБ РЕМОНТА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН
PROCEDURE FOR REPAIR OF PRODUCTION WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслям промышленности и предназначено для производства работ по ремонту устьевого оборудования или его замены.
В процессе эксплуатации скважин вследствие различных причин (некачественный первичный монтаж, несоосность устьевой части обсадных колонн, длительное воздействие агрессивных и токсичных составляющих скважинной среды и пр.) происходит нарушение герметичности уплотнительных элементов устьевой подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), оголовка эксплуатационной колонны и, как следствие, появление высоких затрубных и межколонных давлений. Также имеют место коррозия с нарушением герметичности фланцевых соединений трубной головки, фонтанной арматуры (ФА), с появлением пропусков в их фланцевых соединениях и утечек скважинной среды в атмосферу. Эти и прочие неисправности выявляются в ходе инспекционных проверок и ревизии устьевого оборудования. В зависимости от степени технического состояния неисправных скважин составляется план их капитального (текущего) ремонта.
Требования и объемы проведения работ по капитальному и текущему ремонту скважин установлены нормативным документом ОАО «Газпром», в котором изложен порядок выполнения комплекса мероприятий по подготовке к ремонту, проведению ремонта и сдаче скважин в эксплуатацию после ремонта (1).
Ремонт эксплуатационной скважины производится с привлечением механизированных агрегатов для ремонта скважин типа А-50 или «Азинмаш» с подготовкой для них специальной рабочей площади, а также специальных грузоподъемных и транспортных средств, цементировочных агрегатов, требует значительных материально-технических затрат на приготовление, хранение и закачку задавочной жидкости. Глушение скважины вызывает прекращение ее функционирования на довольно продолжительный период времени с возможными непредсказуемыми осложнениями и неблагоприятными последствиями из-за воздействия на продуктивный горизонт.
«Производственным и научным организациям разрешается применение разработанных ими новых технологий по капитальному, текущему и подземному ремонту скважин, не противоречащих правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности. При многократном применении разработанных новых технологий (3 и более раз), кроме плана работ, организация разработчик обязана разработать и согласовать регламенты на проведение и все необходимые инструкции по видам работ» (1, стр.7, п.4.15).
Целью изобретения является снижение трудозатрат, увеличение производительности труда, повышение степени безопасности работающего персонала при проведении ремонтных работ по замене устьевого оборудования скважины, а также сокращение времени простоя скважины и исключение неблагоприятных последствий ее функционирования, связанных с воздействием на продуктивный горизонт.
Поставленная цель достигается тем, что ремонт эксплуатационных скважин, обусловленный необходимостью замены устьевого оборудования, или его отдельных неисправных элементов, осуществляют способом, отличающимся тем, что используют гидродомкратный блок, который устанавливают на устье скважины после демонтажа фонтанной арматуры до коренной задвижки, после чего при помощи гидродомкратного блока снимают с трубной головки коренную задвижку, подсоединяют гидродомкратный блок к колонне НКТ, производят ее натяжение, подсоединяют к колонне НКТ устройство устьевое, устанавливают устройство устьевое с подвешенной колонной НКТ в эксплуатационной колонне и производят демонтаж трубной головки.
На фиг.1 показан гидродомкрат, установленный на устье аварийной скважины после демонтажа ФА до коренной задвижки; на фиг.2 - снятие с трубной головки коренной задвижки с фланцем переходным (адаптером); на фиг.3 - подсоединение гидродомкрата к колонне НКТ; на фиг.4 - натяжение колонны НКТ для демонтажа узла подвески НКТ; на фиг.5 - подсоединение к колонне НКТ устройства устьевого для герметизации и удержания колонны НКТ (далее по тексту устройство); на фиг.6 - установка устройства устьевого с подвешенной колонной НКТ в эксплуатационной колонне; на фиг.7 - демонтаж трубной головки скважины.
Работы по ремонту скважины, обусловленному необходимостью замены неисправных элементов устьевого оборудования с использованием гидродомкратного блока (далее по тексту - ГДБ), осуществляют в следующем порядке.
На скважине проводятся подготовительные работы: устанавливается глухая пробка (пакер), открывается циркуляционный клапан, надпакерная часть заполняется жидкостью и прессуется давлением, обеспечивая, тем самым, два защитных барьера, наличие которых позволяет производить работы повышенной опасности. Удостоверившись в герметичности пакера, демонтируют обвязку скважины и елку ФА до коренной задвижки (фиг.1).
После доставки ГДБ к месту проведения работ два его рабочих гидроцилиндра 1 демонтируют с основания и посредством специальных опорных кронштейнов 2 устанавливают на фланцевое соединение колонной 3 и трубной 4 головок скважины. Посредством специальных клиновых шпилек 5 и поддерживающих кронштейнов 6 гидроцилиндры 1 устанавливаются строго вертикально, на верхние концы их штоков монтируют траверсу 7 и крепят гайками 8. На траверсе крепят гидроуправляемую шлипсовую катушку 9 (далее по тексту - ШК), через нее пропускают и зажимают сухарями подъемный патрубок 10 с ниппельными резьбами на концах. На нижний резьбовой конец наворачивают фланец 11 того же типоразмера, что и фланец коренной задвижки 12, на верхний - муфту 13, в которую вворачивают кран шаровой 14.
Освободив сухари ШК (фиг.2), опускают подъемный патрубок 10 и соединяют фланец 11 с фланцем коренной задвижки 12. Соединительные шпильки переходного фланца 15 и трубной головки 16 снимают, зажимают патрубок 10 сухарями ШК, затем гидроцилиндрами 1 ГДБ отрывают коренную задвижку с фланцем 15 от трубной головки 16 и приподнимают ее на расстояние L, достаточное для беспрепятственного демонтажа задвижки. После снятия задвижки с патрубка 10 отвинчивают фланец 11.
Освободив сухари ШК (фиг.3), опускают патрубок 10 в трубную головку 16 до упора резьбовой части патрубка в устьевую подвеску 17 колонны НКТ 18 и заворачивают ее в резьбу подвески.
Зажимают сухарями ШК патрубок 10 (фиг.4) и гидроцилиндрами 1 ГДБ поднимают колонну НКТ 18 на расстояние Н от устьевой подвески 17 до фланца, достаточное для установки на привалочном торце трубной головки 16 хомута специального трубного 19 (далее по тексту - ХСТ), которым зажимают колонну, разгружая, тем самым, ее вес на колонную головку 3, после чего разбирают и демонтируют устьевую подвеску.
Гидроцилиндрами 1 (фиг.5) поднимают траверсу 7, между патрубком 10 и колонной НКТ 18 устанавливают пакер устьевой 20, затем демонтируют ХСТ.
Зажав сухарями ШК 9 патрубок 10 (фиг.6), опускают колонну НКТ в скважину, обеспечив вход пакерующего узла 21 пакера 20 в эксплуатационную колонну 22 на назначенное расстояние h. Подсоединив к штуцеру А напорный рукав от гидростанции (от ручного насоса) и подав по нему рабочую жидкость под давлением, герметизируют кольцевое пространство пакерующим узлом 21 и приводят в зацепление пакера с эксплуатационной колонной якорящим узлом 23. После этого отвинчивают штуцеры А и Б.
От пакера 20 (фиг.7) отсоединяют патрубок 10 и демонтируют его вместе с ШК 9 с траверсы 7, после чего, подвесив к ней стропами 24, демонтируют трубную головку 16.
После проведения ревизии демонтированных узлов и деталей устьевого оборудования, устранения выявленных неисправностей (при необходимости - замены неисправных элементов на новые) производят их монтаж в обратном порядке, при этом приведение пакерующего и якорящего узлов пакера устьевого в исходное положение производят подачей давления в штуцер Б пакера (фиг.6).
Источники информации
1. ОАО «Газпром», стандарт организации «Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Газпром» РД 21-140-2005», ООО «ИРЦ Газпром», Москва, 2005.
2. Патент на изобретение №2215116 «Гидродомкратный блок», г.Москва, 27.10.2003 г.