RU2364701C1 - Method of preventer crimping on well - Google Patents
Method of preventer crimping on well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2364701C1 RU2364701C1 RU2008136175/03A RU2008136175A RU2364701C1 RU 2364701 C1 RU2364701 C1 RU 2364701C1 RU 2008136175/03 A RU2008136175/03 A RU 2008136175/03A RU 2008136175 A RU2008136175 A RU 2008136175A RU 2364701 C1 RU2364701 C1 RU 2364701C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- preventer
- packer
- well
- pressure
- drive
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для герметизации устья скважины.The invention relates to the oil industry and is intended to seal the wellhead.
Известен превентор, который содержит корпус с осевым каналом для прохода труб с технологическим оборудованием в скважину, плашки трубные с поршневым гидроприводом, смонтированным на боковых крышках, и плашки глухие с поршневым гидроприводом, смонтированным на боковых крышках, гидроцилиндры, соединенные попарно каналами сообщения для подачи рабочей жидкости. Согласно изобретению каждый канал сообщения гидроцилиндра с линией нагнетания рабочей жидкости снабжен отсечным клапаном. Часть отсечного клапана расположена в корпусе, а часть - в боковой крышке. При сомкнутом положении корпуса с боковой крышкой перепускной клапан находится в положении "открыто", а при демонтаже боковой крышки для замены плашек перепускной клапан имеет возможность перекрытия канала сообщения гидроцилиндра с линией нагнетания рабочей жидкости для обеспечения герметичности системы гидропривода, при которой рабочая жидкость из полости гидроцилиндров не вытекает (Патент РФ №2264528, опублик. 2005.11.20).Known preventer, which contains a housing with an axial channel for the passage of pipes with technological equipment into the well, pipe dies with a piston hydraulic actuator mounted on the side covers, and blind dies with a piston hydraulic actuator mounted on the side covers, hydraulic cylinders connected in pairs by communication channels for supplying a working liquids. According to the invention, each communication channel of the hydraulic cylinder with the discharge line of the working fluid is equipped with a shut-off valve. Part of the shut-off valve is located in the housing, and part in the side cover. When the housing with the side cover is closed, the bypass valve is in the “open” position, and when the side cover is removed to replace the dies, the bypass valve can block the hydraulic cylinder communication channel with the working fluid injection line to ensure the hydraulic drive system is tight, in which the working fluid from the hydraulic cylinder cavity it does not follow (RF Patent No. 2264528, published. 2005.11.20).
Превентор обеспечивает сохранение герметичности соединения каналов с полостью гидроцилиндра в момент демонтажа боковой крышки. Превентор не позволяет спрессовать его в скважине.The preventer ensures the preservation of the tightness of the connection of the channels with the cavity of the hydraulic cylinder at the time of dismantling the side cover. The preventer does not allow to compress it in the well.
Наиболее близким к предложенному изобретению является превентор, который содержит корпус с центральным осевым каналом и верхним и нижним герметизирующими элементами, между которыми расположена шлюзовая камера. Каждый герметизирующий элемент соответственно снабжен верхним и нижним гидравлическими приводами для герметизации спускаемой или поднимаемой в скважину колонны труб. Превентор соединен с насосной станцией, снабженной верхним и нижним регуляторами давления. Шлюзовая камера выполнена с возможностью герметичного разделения на верхнюю и нижнюю полости. Верхний герметизирующий элемент изготовлен с возможностью вращения без нарушения герметичности шлюзовой камеры. Верхняя полость шлюзовой камеры выполнена с возможностью сообщения с верхним гидравлическим приводом. Нижняя полость шлюзовой камеры выполнена с возможностью сообщения с насосной станцией через нижний регулятор давления после прижатия нижнего герметизирующего элемента к колонне труб под действием нижнего гидравлического привода. Внутреннее пространство колонны труб выполнено с возможностью сообщения с насосной станцией через верхний регулятор давления (Патент РФ №2304693, опублик. 2007.08.20).Closest to the proposed invention is a preventer, which contains a housing with a Central axial channel and upper and lower sealing elements between which there is a lock chamber. Each sealing element is respectively equipped with upper and lower hydraulic actuators for sealing the pipe string being lowered or raised into the well. The preventer is connected to a pump station equipped with upper and lower pressure regulators. The lock chamber is made with the possibility of tight separation into the upper and lower cavities. The upper sealing element is made to rotate without violating the tightness of the lock chamber. The upper cavity of the lock chamber is made with the possibility of communication with the upper hydraulic drive. The lower cavity of the lock chamber is configured to communicate with the pumping station through the lower pressure regulator after pressing the lower sealing element to the pipe string under the action of the lower hydraulic drive. The inner space of the pipe string is made with the possibility of communication with the pumping station through the upper pressure regulator (RF Patent No. 2304693, published. 2007.08.20).
Обеспечивает простоту и надежность эксплуатации, однако опрессовка и испытание превентора отсутствуют.It provides simplicity and reliability of operation, however, pressure testing and testing of the preventer are absent.
В предложенном изобретении решается задача опрессовки превентора на скважине.The proposed invention solves the problem of crimping the preventer in the well.
Задача решается тем, что в способе опрессовки превентора на скважине на обсадной колонне монтируют превентор с колонной головкой, имеющей патрубок, вблизи устья размещают пакер с механическим приводом, выведенным на дневную поверхность через опорную трубу, изолируют нижнюю часть скважины от превентора постановкой пакера, скважину выше пакера и превентор заполняют технологической жидкостью, имеющей жидкую консистенцию при температуре опрессовки, герметизируют через превентор опорную трубу, внутри превентора через патрубок колонной головки создают давление испытания, проводят технологическую выдержку, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности превентора, снимают давление в превенторе, разгерметизируют превентор, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины.The problem is solved in that in the method of crimping the preventer in the well, a preventer with a casing head having a nozzle is mounted on the casing, a packer with a mechanical drive brought to the surface through the support pipe is placed near the mouth, the bottom of the well is isolated from the preventer by setting the packer, the well is higher the packer and the preventer are filled with a process fluid having a liquid consistency at the pressure test temperature, the support pipe is sealed through the preventer, inside the preventer through the pipe branch pipe g dexterous pressurized test exposure process is performed, to evaluate changes in pressure, inferring leaks or leakage of BOP, relieve the pressure in the BOP, BOP depressurized, raspakerovyvayut packer fluid is drained into the wellbore above the packer, the packer is removed from the drive and support tube from the well.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Превентор после монтажа на скважине должен быть опрессован на максимальное рабочее давление в эксплуатационной колонне. Однако в настоящее время надежных способов опрессовки превентора после его монтажа на скважине не имеется. В предложенном способе решается задача опрессовки превентора после его монтажа на скважине. Задача решается следующим образом.After mounting on the well, the preventer must be pressurized to the maximum working pressure in the production casing. However, at present, there are no reliable methods of crimping the preventer after its installation in the well. The proposed method solves the problem of crimping the preventer after its installation in the well. The problem is solved as follows.
На обсадной колонне монтируют превентор с колонной головкой, имеющей патрубок. В скважине вблизи устья размещают пакер с механическим приводом, выведенным на дневную поверхность через опорную трубу. Для этого в скважину со скоростью не более 1 м/с опускают через превентор пакер с приводом. Изолируют нижнюю часть скважины от превентора постановкой пакера. Скважину выше пакера и превентор заполняют водой. Герметизируют через превентор опорную трубу. Внутри превентора через патрубок колонной головки создают давление испытания. Скорость подъема давления составляет 0,3-0,5 МПа/с. Проводят технологическую выдержку в течение 30 минут. Оценивают изменение давления. Превентор считается герметичным, если падение давления не превысило 5%. Делают заключение о герметичности или негерметичности превентора. Сбрасывают давление в превенторе. Опрессовочное давление сбрасывают со скоростью не более 1 МПа/с. Разгерметизируют превентор. Распакеровывают пакер. Сливают воду над пакером в скважину. Удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.A preventer with a column head having a nozzle is mounted on the casing string. In the well near the mouth, a packer is placed with a mechanical drive brought to the surface through the support pipe. To do this, a packer with a drive is lowered through the preventer into the well with a speed of not more than 1 m / s. Isolate the bottom of the well from the preventer by setting the packer. The well above the packer and the preventer are filled with water. The support pipe is sealed through a preventer. Inside the preventer, test pressure is generated through the nozzle of the column head. The rate of pressure rise is 0.3-0.5 MPa / s. Carry out technological exposure for 30 minutes. Assess the change in pressure. A preventer is considered leakproof if the pressure drop does not exceed 5%. Make a conclusion about the tightness or leakage of the preventer. Relieve pressure in the preventer. The pressure test is released at a speed of not more than 1 MPa / s. Seal the preventer. Unpack the packer. Drain water over the packer into the well. Remove the packer with the drive and the support pipe from the well at a speed of not more than 1 m / s.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Выполняют опрессовку превентора на нефтедобывающей скважине. Скважина имеет обсадную колонну диаметром 146 мм. На скважине монтируют устройство для опрессовки превентора согласно фиг.1.They perform pressure testing of the preventer in an oil well. The well has a casing with a diameter of 146 mm. A device for crimping the preventer according to FIG. 1 is mounted on the well.
На фиг.1 показано устройство для опрессовки превентора на скважине, условно состоящее из устройства для пакеровки и устройства для опрессовки.Figure 1 shows a device for crimping a preventer in a well, conventionally consisting of a device for packing and a device for crimping.
Устройство для пакеровки состоит из опорной трубы 1, имеющей сквозной паз 2. На опорную трубу 1 надета опорная тарелка 3, резиновые манжеты 4 и 5, шайба 6, зажимная тарелка 7 и толкатель 8 (см. сечение А-А на фиг.2), проходящий через паз 2 и центрирующийся в зажимной тарелке 7. Опорная труба 1 заглушена заглушкой 9, которая также служит опорой для опорной тарелки 3. Сверху толкателя 8 в опорной трубе 1 установлен шток 10, служащий каналом передачи усилия от болта 11 толкателю 8. Гайка 12 соединена с опорной трубой 1 муфтой 13.The packing device consists of a support pipe 1 having a through
Для опрессовки используют пакерующее устройство 14, колонную головку 15, превентор 16 с переходной катушкой 17, колонный патрубок 18, соединенный с одной стороны с колонной головкой 15 муфтой 19, а с другой стороны с обсадной колонной скважины 20 муфтой 21, элеватор 22, служащий опорой для пакерующего устройства 14. Патрубки 23 колонной головки 15 подсоединены к нагнетательной линии насосного агрегата (на фиг. не показан). Превентор 16 снабжен плашками 24 для обжатия опорной трубы 1.For crimping, use a
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Пакерующее устройство 14, зацепленное элеватором 22, со скоростью 0,9 м/с опускают через превентор 16, переходную катушку 17, колонную головку 15 и колонный патрубок 18 в обсадную колонну 20 так, чтобы резиновые манжеты 4 и 5 находились ниже соединения обсадной колонны 20 с колонным патрубком 18, а элеватор 22 упирался на верхнюю плоскость превентора 16. После чего затягивают болт 11 с крутящим моментом 200 Н·м по часовой стрелке. Возникшее осевое усилие через шток 10, толкатель 8 и зажимную тарелку 7 прижимает резиновые манжеты 4 и 5 к опорной тарелке 3. Манжеты 4 и 5, в свою очередь, упруго деформируясь, прижимаются к стенке обсадной колонны 20, изолируя нижнюю часть ствола скважины. Отсеченную полость выше манжет 4 и 5 через нагнетательную линию и патрубки 23 заполняют технологической жидкостью, представляющей собой жидкость при температуре опрессовки, в данном случае - пресной водой. Плашками 24 превентора 16 зажимают опорную трубу 1, чем исключают воздушную подушку внутри превентора 16 во время заполнения жидкостью. Между плашками 24 и резиновыми манжетами 4 и 5 создается закрытая камера внутри колонного патрубка 18, колонной головки 15, превентора 16. Через нагнетательную линию насосного агрегата ЦА-320 создают внутри превентора 16 опрессовочное давление, равное 10 МПа. Скорость подъема давления составляет 0,4 МПа/с. После технологической выдержки в течение 30 мин определяют, что падение давления составило 1% от опрессовочного. Делают заключение о герметичности превентора. Опрессовочное давление сбрасывают со скоростью 0,9 МПа/с по нагнетательной линии. Разжимают плашки 24 и разгерметизируют превентор.The
Распакеровывают пакерующее устройство путем поворота болта 11 против часовой стрелки. Сливают технологическую жидкость в ствол скважины, извлекают пакерующее устройство из скважины со скоростью 0,9 м/с.Unpack the packing device by turning the
В результате удается определить герметичность превентора на скважине.As a result, it is possible to determine the tightness of the preventer in the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008136175/03A RU2364701C1 (en) | 2008-09-09 | 2008-09-09 | Method of preventer crimping on well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008136175/03A RU2364701C1 (en) | 2008-09-09 | 2008-09-09 | Method of preventer crimping on well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2364701C1 true RU2364701C1 (en) | 2009-08-20 |
Family
ID=41151243
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008136175/03A RU2364701C1 (en) | 2008-09-09 | 2008-09-09 | Method of preventer crimping on well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2364701C1 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2477783C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Wellhead packer |
RU2679004C1 (en) * | 2018-03-27 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for hydraulic testing the preventer in well |
RU2680618C1 (en) * | 2018-04-27 | 2019-02-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Preventer on the well hydraulic testing device |
CN109578738A (en) * | 2019-01-24 | 2019-04-05 | 中国石油天然气集团公司 | A kind of anti-piping directional drilling pipeline isolated tube plugging device |
RU2788207C1 (en) * | 2022-08-10 | 2023-01-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Preventer pressure test stand |
CN115637947A (en) * | 2022-12-23 | 2023-01-24 | 大庆市华禹石油机械制造有限公司 | Pressure relief type petroleum well head |
-
2008
- 2008-09-09 RU RU2008136175/03A patent/RU2364701C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2477783C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Wellhead packer |
RU2679004C1 (en) * | 2018-03-27 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for hydraulic testing the preventer in well |
RU2680618C1 (en) * | 2018-04-27 | 2019-02-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Preventer on the well hydraulic testing device |
CN109578738A (en) * | 2019-01-24 | 2019-04-05 | 中国石油天然气集团公司 | A kind of anti-piping directional drilling pipeline isolated tube plugging device |
CN109578738B (en) * | 2019-01-24 | 2023-09-15 | 中国石油天然气集团有限公司 | Piping-preventing directional drilling pipeline isolation pipe plugging device |
RU2788207C1 (en) * | 2022-08-10 | 2023-01-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Preventer pressure test stand |
CN115637947A (en) * | 2022-12-23 | 2023-01-24 | 大庆市华禹石油机械制造有限公司 | Pressure relief type petroleum well head |
CN115637947B (en) * | 2022-12-23 | 2023-03-10 | 大庆市华禹石油机械制造有限公司 | Pressure relief type petroleum well head |
RU2795659C1 (en) * | 2023-03-10 | 2023-05-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stand for pressure testing of double-row preventer |
RU2795662C1 (en) * | 2023-03-23 | 2023-05-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pressure testing of double-row preventer for a well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7661480B2 (en) | Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc | |
RU2364701C1 (en) | Method of preventer crimping on well | |
US3165919A (en) | Method and apparatus for testing well pipe such as casing or flow tubing | |
US20080296025A1 (en) | Control system | |
CN204679347U (en) | A kind of drilling fluid pressurization sealing crushing test device | |
CN105840184B (en) | Device and method for monitoring and controlling annulus pressure of deep sea seabed wellhead | |
CA1292676C (en) | Well casing packers | |
EP2981668A1 (en) | Apparatus and method for isolating a section of a pipe riser bore in the course of riser renewal | |
CN103697284A (en) | Pressure test device for pipe fittings | |
NO784072L (en) | PROCEDURE FOR LEAKING TEST OF APPLIANCES AND TESTING TOOLS FOR USE IN CARRYING OUT THE PROCEDURE | |
CA2785278A1 (en) | Hydraulic deployment of a well isolation mechanism | |
CN107063649A (en) | The underwater wellhead annular space sealing ground test device of pressurization can be loaded simultaneously | |
RU2509873C1 (en) | Sealing method of production string | |
CN106644537B (en) | Shell Structures Under External Pressure fatigue experimental device with built-in accumulator | |
CA2085780C (en) | Well head isolation tool sealing nipple testing apparatus and method of pressure testing isolation tool sealing nipple seals when in position on a well | |
CN109162695B (en) | Deep hole pressurized water test device | |
RU2366797C1 (en) | Method of pressure testing of well head accessory in well | |
CN109267961A (en) | A kind of water pressure test in borehole multichannel conversion quick pressure releasing device and its pressure relief method | |
CN112443288B (en) | Experimental device for evaluating sealing capacity of two interfaces of well cementation cement sheath | |
RU2708737C1 (en) | Device for preventer pressing round on well | |
GB2453690A (en) | Apparatus and method for preventing the penetration of seawater into a compressor module lowering to or retrieval from the seabed | |
CN203628136U (en) | Pipe fitting pressure testing device | |
RU2718549C1 (en) | Hydropneumatic two-pump station for hydraulic testing and pressure testing of blowout prevention equipment | |
WO2006062512A1 (en) | Deepwater seal test apparatus | |
CN114060005B (en) | Underground gas storage pit shaft cement sheath tightness evaluation device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150910 |