RU2444610C1 - Underground well repair method - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: underground well repair method involving the trip of well pump, killing of a well, performance of lifting and lowering operations and movement of well fluid differs by the fact that on the wellhead platform below the level of casing valve there installed is leak-proof well fluid collecting reservoir equipped with level gauge, inlet and outlet connection pipes, air supply connection pipe, valves; at that, inlet box of tight collecting capacity for well liquid is connected to casing valve or liquid collecting device; outlet connection pipe is connected to accumulation reservoir, and air supply connection pipe is connected to pneumatic system of lifting well repair unit; at that, during lowering of bottom-hole equipment to the well liquid there gathered is well liquid in a tight reservoir and pumped with air pressure to collecting reservoir.

EFFECT: use of the proposed method for underground well repair allows eliminating the contamination of the territory when downhole pumping equipment is being lowered and more effective use of the capabilities of the lifting well repair unit.

2 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения подземного ремонта скважины.The present invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for carrying out underground well repairs.

Известен способ текущего ремонта скважины, включающий закачку в нее жидкости глушения для предотвращения выброса пластовой жидкости и газа в атмосферу, разгерметизацию устья, смену скважинного оборудования, герметизацию устья и удаление из скважины жидкости глушения, при этом в скважине предварительно устанавливают выше пласта пакер с обратным клапаном, а жидкость глушения закачивают над пакером и создают столбом этой жидкости избыточное давление по сравнению с давлением, возникающим под пакером (патент РФ №2097537, МПК E21B 43/12, опубл. 27.11.1997 г.).There is a known method of well repair, which includes injecting killing fluid into it to prevent the release of formation fluid and gas into the atmosphere, depressurizing the wellhead, changing the downhole equipment, sealing the wellhead and removing killing fluid from the well, while a check valve packer is pre-installed in the well above the formation. and the kill fluid is pumped over the packer and create a column of this fluid with excess pressure compared to the pressure arising under the packer (RF patent No. 2097537, IPC E21B 43/12, publ. 11/27/19 97 g.).

Недостатком данного способа является необходимость спуска в скважину дополнительного оборудования (пакера с обратным клапаном) и, как следствие, излив жидкости на приустьевую площадку при спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб или колонны насосных штанг глубинного оборудования.The disadvantage of this method is the necessity of lowering additional equipment (a packer with a check valve) into the well and, as a result, pouring liquid onto the wellhead when lowering the tubing string or sucker rod string string into the well.

Также известен способ подготовки и проведения подземного ремонта скважины, включающий отключение скважинного насоса, проведение спускоподъемных операций и перемещение внутрискважинной жидкости, причем предварительно в пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами размещают дополнительную колонну труб, которую спускают не менее чем на 1/10 часть длины скважины, а спускоподъемные операции осуществляют после отключения скважинного насоса и откачки внутрискважинной жидкости мультифазным насосом по каналу, образованному обсадной колонной труб и дополнительной колонной труб, в нефтесборный коллектор до достижения атмосферного давления в скважине с последующим демонтажом устьевой арматуры. Откачку внутрискважинной жидкости ведут в течение всего процесса спускоподъемных операций, используя мультифазный насос с производительностью более 40 м³/ч (патент РФ №2188301, МПК E21B 33/08, опубл. 27.08.2002 г.).Also known is a method of preparing and conducting underground well repair, including shutting down the downhole pump, carrying out tripping operations and moving the downhole fluid, with an additional pipe string being placed in the space between the casing and tubing, which is lowered by at least 1/10 the length of the well, and tripping is carried out after turning off the well pump and pumping the downhole fluid with a multiphase pump along the channel, ovannomu casing pipe and further pipe string in the oil-gathering manifold to atmospheric pressure reached in the well, followed by removing wellhead. The downhole fluid is pumped out during the whole process of tripping using a multiphase pump with a capacity of more than 40 m ³ / h (RF patent No. 2188301, IPC E21B 33/08, published on 08.27.2002).

Недостатком данного способа является необходимость спуска в скважину дополнительной трубы и использование дополнительного мультифазного насоса, постоянно откачивающего скважинную жидкость.The disadvantage of this method is the necessity of lowering an additional pipe into the well and using an additional multiphase pump constantly pumping the well fluid.

Задачей предлагаемого изобретения является проведение подземного ремонта скважины, исключающего загрязнение рабочей площадки и приустьевой территории скважинной жидкостью при спуске в скважину колонны НКТ и насосных штанг.The task of the invention is to carry out underground well repair, eliminating contamination of the work site and the mouth area with well fluid when lowering tubing string and sucker rods into the well.

Поставленная задача решается тем, что на приустьевой площадке ниже уровня затрубной задвижки устанавливают герметичную емкость сбора скважинной жидкости, оснащенную уровнемером, входным и выходным патрубками, патрубком подачи воздуха, кранами, причем входной патрубок емкости сбора скважинной жидкости соединяют с затрубной задвижкой или тройником, установленным на колонне насосно-компрессорных труб, выходной патрубок соединяют с накопительной емкостью, а патрубок подачи воздуха соединяют с пневмосистемой подъемного агрегата ремонта скважин, а скважинную жидкость во время спуска глубинного оборудования в скважину собирают в герметичную емкость и давлением воздуха перекачивают в накопительную емкость.The problem is solved by the fact that on the estuary site below the level of the annular valve set a sealed reservoir for collecting well fluid equipped with a level gauge, inlet and outlet nozzles, air inlet, taps, and the inlet of the reservoir for collecting well fluid is connected to the annular valve or tee mounted on the tubing string, the outlet pipe is connected to the storage tank, and the air pipe is connected to the pneumatic system of the lifting unit repair wells, and well fluid during the descent deep into the well equipment is collected in a sealed container and pressure air is pumped into a holding tank.

Отличительными признаками предлагаемого изобретения являются:Distinctive features of the invention are:

- возможность сбора скважинной жидкости, изливаемой при спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб или колонны штанг, самотеком в герметичную емкость, установленную ниже затрубной задвижки;- the ability to collect the borehole fluid poured during the descent into the well of the tubing string or rod string, by gravity into a sealed container installed below the annular valve;

- возможность перекачки скважинной жидкости из герметичной емкости в накопительную емкость давлением воздуха, созданного пневмосистемой подъемного агрегата для ремонта скважин.- the ability to pump well fluid from a sealed tank into a storage tank by air pressure created by the pneumatic system of the lifting unit for well repair.

Вышеперечисленные отличительные признаки позволяют исключить загрязнение территории скважины при спуске глубинного насосного оборудования и более эффективно использовать возможности подъемного агрегата для ремонта скважины.The above distinguishing features make it possible to exclude contamination of the well area during the descent of the downhole pumping equipment and more efficiently use the capabilities of the lifting unit for well repair.

На фиг.1 показана схема сбора скважинной жидкости при спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб.Figure 1 shows a diagram of the collection of well fluid during descent into the well of the tubing string.

На фиг.2 показана схема сбора скважинной жидкости при спуске в скважину колонны насосных штанг.Figure 2 shows a diagram of the collection of well fluid during descent into the well of a string of pump rods.

Способ ремонта скважины осуществляется следующим способом.The well repair method is carried out in the following way.

В зависимости от состояния скважины производят глушение скважины через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) или через затрубную задвижку 13. Устанавливают подъемный агрегат. Поднимают глубинно-насосное оборудование.Depending on the condition of the well, the well is silenced through a tubing string (tubing) or through an annular valve 13. Install a lifting unit. Raise the downhole pumping equipment.

Перед спуском колонны НКТ затрубную задвижку 13 соединяют шлангом 8 с герметичной емкостью 1. Герметичная емкость 1 содержит приемный патрубок 2, выкидной патрубок 3, патрубок приема воздуха 15, укомплектованные соответственно шаровыми кранами 4, 5, 9 и быстросъемными соединениями 18. Кроме этого герметичная емкость 1 оснащена уровнемером 6. Выкидной патрубок 3 соединяют шлангом 11 с накопительной емкостью 12, а патрубок приема воздуха 15 соединяют шлангом 10 с пневмосистемой (ресивером) 17 подъемного агрегата для ремонта скважин. Закрывают шаровые краны 9, 5 на патрубке приема воздуха 15 и выкидном патрубке 3 герметичной емкости 1. Открывают затрубную задвижку 13, шаровой кран 4 на приемном патрубке 2 герметичной емкости. Устанавливают механический ключ для свинчивания и развинчивания труб (КМ) 16. Свинчивают и опускают НКТ в скважину. Скважинная жидкость из затрубного пространства через затрубную задвижку 13 по шлангу 8 поступает в герметичную емкость 1. Степень заполнения герметичной емкости 1 определяют по показаниям уровнемера 6. При заполнении герметичной емкости 1 закрывают шаровой кран 4, установленный на приемном патрубке 2, а шаровые краны 5, 9, установленные на выкидном патрубке 3 и патрубке приема воздуха 15, открывают. Включают пневмосистему подъемного агрегата, и воздух из ресивера 17 по шлангу 10 поступает в герметичную емкость 1. Собранная жидкость давлением воздуха перемещается в накопительную емкость 12. После опорожнения герметичной емкости 1 шаровые краны 5, 9, установленные на выкидном патрубке 3 и патрубке приема воздуха 15, закрывают, а шаровой кран 4, установленный на приемном патрубке 2, открывают. Процесс заполнения и опорожнения герметичной емкости повторяют по мере спуска НКТ. После окончания спуска НКТ скважину закрывают планшайбой. Закрывают затрубную задвижку 13. Далее в планшайбу устанавливают устройство для сбора скважинной жидкости 7, выполненное в виде тройника. Боковой отвод располагают ниже механического ключа. Шланг 8 отсоединяют от затрубной задвижки 13 и соединяют с устройством для сбора скважинной жидкости 7. Открывают шаровой кран 4 на приемном патрубке 2, а шаровые краны 5, 9 на выкидном патрубке 3 и патрубке приема воздуха 15 остаются закрытыми. Спускают в колонну НКТ насосные штанги с плунжером трубного насоса или вставным насосом. Скважинную жидкость, вытесняемую насосными штангами, через устройство сбора жидкости 7 и шланг 8 собирают в герметичную емкость 1. Процесс заполнения и опорожнения герметичной емкости 1 при спуске насосных штанг аналогичен процессу заполнения и опорожнения герметичной емкости при спуске насосно-компрессорных труб.Before lowering the tubing string, the annular valve 13 is connected by a hose 8 to a sealed container 1. The sealed container 1 contains a receiving pipe 2, a discharge pipe 3, an air intake pipe 15, equipped with ball valves 4, 5, 9 and quick-release couplings, respectively 18. In addition, the sealed container 1 is equipped with a level gauge 6. The discharge pipe 3 is connected by a hose 11 to the storage tank 12, and the air intake pipe 15 is connected by a hose 10 to the pneumatic system (receiver) 17 of the lifting unit for well repair. Close the ball valves 9, 5 on the air intake pipe 15 and the discharge pipe 3 of the sealed container 1. Open the annular valve 13, the ball valve 4 on the reception pipe 2 of the sealed container. Install a mechanical key for screwing and unscrewing pipes (KM) 16. Unscrew and lower the tubing into the well. Downhole fluid from the annulus through the annular valve 13 through the hose 8 enters the sealed container 1. The degree of filling of the sealed container 1 is determined by the readings of the level gauge 6. When filling the sealed container 1, close the ball valve 4 installed on the receiving pipe 2, and the ball valves 5, 9, mounted on the discharge pipe 3 and the air intake pipe 15, open. Turn on the pneumatic system of the lifting unit, and the air from the receiver 17 through the hose 10 enters the sealed container 1. The collected liquid by air pressure moves into the storage tank 12. After emptying the sealed container 1, the ball valves 5, 9 installed on the discharge pipe 3 and the air intake pipe 15 , close, and the ball valve 4 mounted on the receiving pipe 2, open. The process of filling and emptying the sealed container is repeated as the tubing is lowered. After the descent of the tubing, the well is closed with a faceplate. Close the annular valve 13. Next, a device for collecting well fluid 7, made in the form of a tee, is installed in the faceplate. The lateral branch is located below the mechanical key. The hose 8 is disconnected from the annular valve 13 and connected to the device for collecting well fluid 7. Open the ball valve 4 at the inlet pipe 2, and the ball valves 5, 9 at the discharge pipe 3 and the air intake pipe 15 remain closed. The sucker rods are lowered into the tubing string with a tube pump plunger or a plug-in pump. The downhole fluid displaced by the sucker rods through the fluid collection device 7 and the hose 8 is collected in a sealed container 1. The process of filling and emptying the sealed container 1 when lowering the sucker rods is similar to the process of filling and emptying the sealed container when lowering the tubing.

Применение предлагаемого способа позволяет исключить загрязнение территории скважины при спуске глубинного насосного оборудования и более эффективно использовать возможности подъемного агрегата для ремонта скважины.The application of the proposed method eliminates the contamination of the well during the descent of deep pumping equipment and more effectively use the capabilities of the lifting unit for well repair.

Claims (1)

Способ проведения подземного ремонта скважины, включающий отключение скважинного насоса, глушение скважины, проведение спускоподъемных операций и перемещение внутрискважинной жидкости, отличающийся тем, что на приустьевой площадке ниже уровня затрубной задвижки устанавливают герметичную емкость сбора скважинной жидкости, оснащенную уровнемером, входным и выходным патрубком, патрубком подачи воздуха, кранами, причем входной патрубок герметичной емкости сбора скважинной жидкости соединяют с затрубной задвижкой или устройством сбора жидкости, выходной патрубок соединяют с накопительной емкостью, а патрубок подачи воздуха соединяют с пневмосистемой подъемного агрегата ремонта скважин, при этом при спуске глубинного оборудования в скважину скважинную жидкость собирают в герметичную емкость и давлением воздуха перекачивают в накопительную емкость. A method of carrying out underground well repair, including shutting down the well pump, shutting off the well, carrying out tripping operations and moving the downhole fluid, characterized in that a sealed reservoir for collecting the downhole fluid equipped with a level gauge, inlet and outlet nozzle, and a supply nozzle is installed on the near-well site below the annular valve air, taps, and the inlet of the sealed reservoir for collecting well fluid is connected to the annular valve or device collection and liquids, the outlet pipe is connected to the storage tank, and the air supply pipe is connected to the pneumatic system of the lifting unit of the well repair, while the downhole equipment is lowered into the well, the fluid is collected in an airtight container and pumped to the storage tank by air pressure.

Images