RU2558354C1 - Device for suspension of steel and polymer pipe and method of its use - Google Patents
Device for suspension of steel and polymer pipe and method of its use Download PDFInfo
- Publication number
- RU2558354C1 RU2558354C1 RU2014104705/03A RU2014104705A RU2558354C1 RU 2558354 C1 RU2558354 C1 RU 2558354C1 RU 2014104705/03 A RU2014104705/03 A RU 2014104705/03A RU 2014104705 A RU2014104705 A RU 2014104705A RU 2558354 C1 RU2558354 C1 RU 2558354C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steel
- housing
- pipe
- polymer pipe
- height
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к устройствам для удаления жидкости и может быть использовано в газонефтедобывающей промышленности при эксплуатации обводняющихся скважин. Наибольшее применение найдет на месторождениях с аномально низким пластовым давлением, имеющих большую мощность залежей, и при эксплуатации многопластовых залежей с различным пластовым давлением.The invention relates to a device for removing liquid and can be used in the gas and oil industry during the operation of waterlogged wells. Will find the greatest application in fields with anomalously low reservoir pressure, having a large reservoir power, and in the operation of multilayer reservoirs with different reservoir pressures.
Одной из основных задач разработки газовых и газоконденсатных месторождений является выбор такого режима эксплуатации скважин, при котором обеспечивается бесперебойная их работа в течение если не всего, то длительного периода разработки залежи с максимальным извлечением запасов газа и газоконденсата при минимальных затратах.One of the main tasks in the development of gas and gas condensate fields is the selection of such a mode of operation of the wells that ensures their uninterrupted operation during, if not all, then the long period of development of the deposit with the maximum extraction of gas and gas condensate reserves at the lowest cost.
В процессе эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений возникают осложнения, вызванные скоплениями воды и разрушением призабойной зоны. В результате снижаются рабочие дебиты скважин. Для добычи газа из крупнейших газовых месторождений России - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др., расположенных в районах Крайнего Севера, применяют скважины, оборудованные лифтовыми колоннами из труб больших диаметров (Ду=168 мм). На сегодняшний день из таких скважин добывается основное количество газа в России.During the operation of gas wells at a late stage of field development, complications arise due to accumulations of water and destruction of the bottom-hole zone. As a result, well production rates are reduced. To produce gas from the largest gas fields in Russia - Medvezhye, Urengoyskoye, Yamburgskoye and others, located in the Far North, wells are used that are equipped with lift columns from pipes of large diameters (DN = 168 mm). To date, the majority of gas in Russia is extracted from such wells.
Для эффективного подъема жидкости из скважин, проводят замены труб большого диаметра на меньшие, при этом добычные возможности скважин существенно уменьшаются из-за увеличения гидравлических потерь давления на трение. Для уменьшения потерь давления в стволе скважин после спуска центральной лифтовой колонны из труб малого диаметра можно использовать канал, образованный с внешней стороны лифтовой колонны, и эксплуатировать скважину одновременно по двум каналам, т.е. по концентрическим лифтовым колонам (КЛК) (Дикамов Д.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки: диссертация… кандидата технических наук: 25.00.17/ Дикамов Дмитрий Владимирович; [Место защиты: Газпром ВНИИГАЗ] .- М., 2011.- 102 с.: ил. РГБ ОД, 61 11-5/2966).To effectively lift the fluid from the wells, large-diameter pipes are replaced with smaller ones, while the production capabilities of the wells are significantly reduced due to an increase in hydraulic friction pressure losses. To reduce pressure losses in the wellbore after lowering the central lift string from small diameter pipes, you can use the channel formed on the outside of the lift string and use the well simultaneously through two channels, i.e. on concentric lift columns (KLK) (Dikamov D.V. Improvement of well operation technology for Cenomanian deposits on concentric lift columns at a late stage of development: dissertation ... candidate of technical sciences: 25.00.17 / Dikamov Dmitry Vladimirovich; [Protection: Gazprom VNIIGAZ]. - M., 2011 .- 102 p .: ill. RSL OD, 61 11-5 / 2966).
Основной задачей операции глушения продуктивных пластов является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Решение данной задачи возможно при условии применения специальных механических отсекателей пластов, противовыбросового оборудования либо с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового. В то же время применение жидкостей глушения уменьшает дебет скважины, а в некоторых случаях и потерю скважины.The main objective of the operation of killing productive formations is to ensure safe working conditions for drilling and repair crews in the wellbore by preventing the release of oil or gas from the formation. The solution to this problem is possible provided that special mechanical cutoffs of the reservoirs, blowout equipment are used, or with the help of various compositions for killing the reservoirs that create pressure above the reservoir at the bottom of the wells. At the same time, the use of killing fluids reduces well flow and, in some cases, well loss.
Сегодня существуют технологии спуска и подъема насосно-компрессорных труб (НКТ) без глушения, но они либо не безопасны, либо требуют применения дорогостоящего оборудования, что приводит к удорожанию самого процесса спуска или подъема НКТ по сравнению с технологией глушения скважины. Основной ограничивающий фактор спуска или подъема НКТ без глушения - это наличие резьбовых муфт, предназначенных для соединения труб, отсутствие оборудования и механизмов для проведения таких видов работ.Today, there are technologies for lowering and lifting tubing without tubing, but they are either not safe or require the use of expensive equipment, which makes the process of lowering or lifting tubing more expensive compared to well killing technology. The main limiting factor for lowering or lifting tubing without jamming is the presence of threaded couplings for connecting pipes, the absence of equipment and mechanisms for carrying out such types of work.
Таким образом, для реализации технологии спуска НКТ или концентрической лифтовой колонны (КЛК) без глушения скважины необходимо наличие длинномерной трубы с техническими характеристиками не ниже, чем у стальной трубы, и наличие оборудования, обеспечивающего безопасный спуск и подъем.Thus, to implement the technology of launching a tubing or a concentric lift column (KLK) without killing a well, it is necessary to have a long pipe with technical characteristics no lower than that of a steel pipe, and the availability of equipment to ensure safe descent and ascent.
Известно устройство для удаления жидкости из газовых скважин, содержащее перфорационную обсадную эксплуатационную колонну, подъемную колонну и диспергаторы, установленные последовательно по ее длине и выполненные в виде замкнутых объемов, образованных конусными манжетами и установленными между эксплуатационной и подъемной колоннами, а в подъемной колонне выполнены отверстия, суммарная площадь которых меньше суммарной площади перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. При этом конусные манжеты выполнены из упругого материала, а диспергаторы установлены в интервале продуктивного пласта (а.с. №1002531, опубл. 07.03.83 г.).A device for removing liquid from gas wells, containing a perforating casing production string, a lifting string and dispersants installed in series along its length and made in the form of closed volumes formed by conical cuffs and installed between the production and lifting columns, and holes are made in the lifting column, the total area of which is less than the total area of the perforation holes of the production string. In this case, the conical cuffs are made of elastic material, and dispersants are installed in the interval of the productive formation (AS No. 1002531, publ. 07.03.83).
Недостатками этого устройства являются:The disadvantages of this device are:
- затруднения при освоении пласта, а при большой мощности и низких значениях пластового давления - невозможность освоения;- difficulties in the development of the reservoir, and with high power and low values of reservoir pressure - the inability to develop;
- отсутствие возможности регулирования скорости восходящего газожидкостного потока в подъемных (лифтовых) трубах в различных интервалах перфорированной части пласта.- the lack of the ability to control the speed of the ascending gas-liquid flow in the lifting (elevator) pipes in various intervals of the perforated part of the reservoir.
Известно устройство для удаления жидкости из газовой скважины, содержащее концентрично расположенные перфорированные по длине колонны эксплуатационных и подъемных труб и установленные последовательно между собой колоннами эксплуатационных и подъемных труб диспергаторы в виде замкнутых объемов, боковая поверхность которых имеет форму конусообразной манжеты, каждая из которых имеет перфорационную зону. Перфорационная зона размещена на одной из половин каждой конусообразной манжеты, причем перфорационная зона каждой из последующих конусообразных манжет расположена со смещением относительно одна другой, а смещение перфорационной зоны каждой из последующих конусообразных манжет выполнено по спиральной образующей к оси колонны подъемных труб, при этом перфорационная зона каждой из конусообразных манжет размещена в средней части ее (а.с. №1550101, опубл. 15.03.90 г.).A device is known for removing liquid from a gas well, comprising concentrically arranged perforated along the length of the column of production and lifting pipes and sequentially arranged between each other by columns of production and lifting pipes dispersants in the form of closed volumes, the lateral surface of which has the shape of a conical cuff, each of which has a perforated zone . The perforation zone is located on one of the halves of each cone-shaped cuff, the perforation zone of each of the subsequent cone-shaped cuffs being offset relative to one another, and the displacement of the perforation zone of each of the subsequent cone-shaped cuffs is made along a spiral forming to the axis of the column of lifting pipes, while the perforation zone of each from cone-shaped cuffs is located in the middle part of it (a.s. No. 1550101, publ. March 15, 1990).
К недостаткам этого устройства относятся:The disadvantages of this device include:
- отсутствие возможности регулирования скорости восходящего газожидкостного потока как в интервале продуктивных пропластков, так и выше до устья скважины; это обусловлено тем, что диаметр подъемных (лифтовых) труб НКТ и полезная рабочая площадь сечения в кольцевом пространстве остаются неизмененными в интервале залегания многопластовой залежи.- the lack of the ability to control the speed of the ascending gas-liquid flow both in the interval of productive layers, and higher to the wellhead; this is due to the fact that the diameter of the tubing lift (elevator) pipes and the useful working cross-sectional area in the annular space remain unchanged in the interval of occurrence of a multilayer reservoir.
Известно устройство для удаления жидкости из газовой скважины, содержащее концентрично расположенные перфорированные по длине колонны эксплуатационных и подъемных труб и диспергаторы, при этом колонна подъемных труб выполнена телескопической, состоящей из верхней, средней и нижней лифтовых труб, при этом нижняя лифтовая труба входит в среднюю, а средняя в верхнюю лифтовую трубу на 1-2 м, в верхней части верхней лифтовой трубы находится перепускная муфта, при помощи которой устройство жестко прикреплено к колонне насосно-компрессорных труб, внутри колонны подъемных труб расположена внутренняя труба, выступающая за башмак нижней лифтовой трубы, в нижних частях перепускной муфты, верхней и средней лифтовых труб имеются разделительные элементы для изоляции друг от друга продуктивных пропластков, а нижняя лифтовая труба заканчивается диспергатором, расположенным на ее башмаке, суммарная площадь перфорационных отверстий средней и нижней лифтовых труб равна суммарной площади перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, а выше перфорационных отверстий верхней и средней лифтовых труб расположены центраторы (патент РФ №2237153, МПК: Е21В 43/00).A device for removing fluid from a gas well, containing concentrically arranged perforated along the length of the column of production and lifting pipes and dispersants, while the column of lifting pipes is made telescopic, consisting of upper, middle and lower lift pipes, while the lower lift pipe enters the middle, and the middle one in the upper elevator pipe is 1-2 m, in the upper part of the upper elevator pipe there is a bypass coupling, with the help of which the device is rigidly attached to the tubing string ub, inside the column of lifting pipes there is an inner pipe protruding beyond the shoe of the lower lift pipe, in the lower parts of the overflow coupling, the upper and middle lift pipes there are separation elements for isolating productive layers from each other, and the lower lift pipe ends with a dispersant located on its shoe , the total area of the perforation holes of the middle and lower lift pipes is equal to the total area of the perforation holes of the production string, and above the perforations of the upper and days tubing centralizers located (RF patent №2237153, IPC: E 21 B 43/00).
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Расположение лифтовых труб труба в трубе образует простейшее эжекторно-инжекторное устройство двойного действия, способствующее более эффективному диспергированию газожидкостного потока, поступающего из различных пропластков, и более эффективному использованию кинетической энергии природного газа для выноса жидкости из скважины, особенно при наличии разницы в пластовом давлении в пластах. Это обусловлено тем, что газ из пласта с большим давлением, проходя через узел эжектора, будет увлекать и дожимать газожидкостный поток из пласта с пониженным давлением. Вследствие этого такое устройство позволит более рационально использовать пластовую энергию и равномерно отработать все пропластки, что позволит увеличить коэффициент газоотдачи залежи.The arrangement of the lift pipes pipe in the pipe forms the simplest double-acting ejector-injector device, which contributes to more efficient dispersion of the gas-liquid flow coming from different layers and more efficient use of the kinetic energy of natural gas to carry the fluid out of the well, especially if there is a difference in reservoir pressure in the layers . This is due to the fact that gas from the formation with high pressure passing through the ejector assembly will entrain and compress the gas-liquid stream from the formation with reduced pressure. As a result of this, such a device will allow more rational use of reservoir energy and evenly work out all the layers, which will increase the gas recovery coefficient of the deposit.
Известна сталеполимерная труба, узел ее подвеса и способ его установки, и также известны концентрические лифтовые колонны на основе сталеполимерной трубы. «Концентрические лифтовые колонны на основе сталеполимерной трубы (удаление воды с забоя газовых скважин без их глушения)» А.В. Робин, М.А. Донченко, М.А. Имшенецкий. (журнал Нефтегаз International, выпуск №2, октябрь 2013-прототип, http://www.neftegazint.ru/node/463)A steel-polymer pipe, a node of its suspension and a method for installing it are known, and concentric elevator columns based on a steel-polymer pipe are also known. “Concentric elevator columns based on a steel-polymer pipe (water removal from the bottom of gas wells without killing them)” A.V. Robin, M.A. Donchenko, M.A. Imshenetskiy. (Neftegaz International magazine, issue No. 2, October 2013-prototype, http://www.neftegazint.ru/node/463)
Установка на скважине системы концентрических лифтовых колонн (КЛК) на основе сталеполимерных труб (СПТ), обеспечивает эксплуатацию скважин по совместному пространству - НКТ и СПТ.The installation of a system of concentric lift columns (KLK) based on steel-polymer pipes (SPT) at the well ensures the operation of wells in a joint space - tubing and SPT.
Основной задачей технологии является вынос жидкости и механических примесей с забоев скважин за счет повышения скорости потока газа в НКТ.The main objective of the technology is the removal of fluid and solids from the bottom of the wells by increasing the gas flow rate in the tubing.
Газ, поступивший из пласта, на забое разделяется на два потока: по СПТ и НКТ (по межтрубному кольцевому пространству - МКП), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися на забое между собой. Потоки газа после подъема к устью скважины соединяются и поступают в один газосборный коллектор. За счет меньшего диаметра СПТ и управления режимом работы скважины специальным контроллером, позволяющим выявить начало самозадавливания, происходит увеличение отбора по СПТ и, соответственно, вынос жидкости. После очистки забоя вновь происходит увеличение отбора по МКП. Предлагаемая технология позволяет свести к минимуму потери в добыче газа.The gas coming from the formation at the bottom is divided into two flows: along the SPT and tubing (along the annular annular space - MCP), concentrically placed one in the other and communicating at the bottom of each other. The gas flows after rising to the wellhead are connected and enter a single gas collector. Due to the smaller diameter of the SPT and control of the well operating mode by a special controller, which allows to detect the onset of self-squeezing, there is an increase in the selection for SPT and, accordingly, the removal of fluid. After cleaning the face again there is an increase in selection for MCP. The proposed technology allows to minimize losses in gas production.
Для осуществления минимально-возможного рабочего дебита по технологии необходимо обеспечить дебит по СПТ на 10-25% выше дебита, необходимого для удаления жидкости. При изменяющемся давлении в газосборном коллекторе поддержание заданного значения дебита может осуществляться путем непрерывного контроля дебита на пути потока газа из СПТ и изменения отбора газа из МКП.To implement the minimum possible working flow rate by technology, it is necessary to provide a flow rate for SPT 10-25% higher than the flow rate required to remove the liquid. With a varying pressure in the gas collection manifold, a predetermined flow rate can be maintained by continuously monitoring the flow rate in the gas flow path from the SPT and changing the gas withdrawal from the MCP.
Основными недостатками являются значительные массово-габаритные характеристики устройства подвеса сталеполимерной трубы, обусловленные неоптимальностью соотношения размеров и толщин конструктивных элементов.The main disadvantages are the significant mass-dimensional characteristics of the suspension device of the steel-polymer pipe, due to the non-optimal ratio of sizes and thicknesses of structural elements.
Задачей изобретения является устранение указанных недостатков и создание устройства подвеса сталеполимерной трубы и способа его применения, использование которых позволит улучшить массово-габаритные характеристики устройства подвеса, упростить схему отвода жидкости из забоя, повысить эффективность работы скважины за счет уменьшения времени ее простоя, связанного с ее глушением при ремонте.The objective of the invention is to remedy these shortcomings and create a suspension device for a steel-polymer pipe and a method for its use, the use of which will improve the mass-dimensional characteristics of the suspension device, simplify the scheme of fluid removal from the bottom, increase the efficiency of the well by reducing the downtime associated with killing during repair.
Решение указанной задачи достигается тем, что, предложенное устройство подвеса сталеполимерной трубы согласно изобретению выполнено состоящим из корпуса и крышки с общим центральным каналом, соединенных между собой через металлическую прокладку при помощи шпилек, причем торцевой зазор между ними соединен с окружающей средой, предпочтительно, при помощи обратных клапанов, при этом в корпусе, перпендикулярно его продольной оси, установлены, с возможностью осевого вращения вокруг своей продольной оси и с возможностью радиального перемещения в корпусе, как минимум, два фиксатора, преимущественно, шесть, выполненных в виде стержней, один конец которых выполнен профилированным, предпочтительно, в виде конуса, преимущественно, ступенчатого, взаимодействующих своей поверхностью с ответными местами на концевом элементе сталеполимерной трубы, при этом другой конец упомянутого фиксатора выполнен профилированным в виде ответного места под инструмент, предпочтительно, в виде четырехгранника, для придания фиксатору вращательного движения вокруг своей оси, при этом центральный канал выполнен профилированным для установки, удержания и герметизации конца сталеполимерной трубы одновременно в корпусе и крышке, а на внешних торцевых поверхностях крышки и корпуса выполнены ответные места для соединения с ответными местами частей фонтанной арматуры.The solution to this problem is achieved by the fact that the proposed device for suspending a steel-polymer pipe according to the invention is made up of a housing and a lid with a common central channel interconnected via a metal gasket using studs, and the end gap between them is connected to the environment, preferably using check valves, while in the housing, perpendicular to its longitudinal axis, are installed, with the possibility of axial rotation around its longitudinal axis and with the possibility of radial movement In the housing, at least two clamps, mainly six, made in the form of rods, one end of which is shaped, preferably in the form of a cone, mainly stepped, interacting with its surface with counterparts on the end element of the steel-polymer pipe, while the other the end of the said latch is made profiled in the form of a reciprocal place under the tool, preferably in the form of a tetrahedron, to give the latch a rotational movement around its axis, while the central the channel is made profiled for installation, retention and sealing of the end of the steel-polymer pipe simultaneously in the casing and the lid, and on the outer end surfaces of the lid and the casing, reciprocal places are made for connection with the reciprocal places of the parts of the fountain fittings.
В варианте исполнения, диаметр корпуса устройства подвеса выполнен в соотношении d=(2,5…4,5)D, где d-наружный диаметр сталеполимерной трубы, D - наружный диаметр корпуса.In an embodiment, the diameter of the housing of the suspension device is made in the ratio d = (2.5 ... 4.5) D, where d is the outer diameter of the steel-polymer pipe, D is the outer diameter of the housing.
Нижнее значение указанного соотношения выбрано исходя из того, что при дальнейшем его уменьшении происходит потеря устойчивости корпуса.The lower value of the specified ratio is selected based on the fact that with a further decrease in it, the body becomes unstable.
Верхнее значение указанного соотношения выбрано исходя из того, что при дальнейшем его увеличении происходит экономически необоснованное увеличение массы корпуса.The upper value of the specified ratio is selected based on the fact that with its further increase, an economically unreasonable increase in the mass of the body occurs.
В варианте исполнения, высота устройства подвеса составляет H=(6…6,5)d, при этом высота корпуса составляет H1=(0,7…0,75)Н, а высота крышки Н2=(0,25…0,3)Н, где: Н - высота устройства герметизации, H1 - высота корпуса устройства подвеса, Н2 - высота крышки устройства подвеса.In an embodiment, the height of the suspension device is H = (6 ... 6.5) d, while the height of the housing is H1 = (0.7 ... 0.75) N, and the height of the lid H2 = (0.25 ... 0.3 ) Н, where: Н - height of the sealing device, H1 - height of the housing of the suspension device, Н2 - height of the cover of the suspension device.
Нижнее значение указанного соотношения высоты устройства подвеса выбрано исходя из того, что при дальнейшем его уменьшении происходит уменьшение длины обжатия сталеполимерной трубы и, как следствие, ухудшение несущих характеристик устройства.The lower value of the indicated ratio of the height of the suspension device is selected based on the fact that with a further decrease in it, the compression length of the steel-polymer pipe decreases and, as a result, the load-bearing characteristics of the device are deteriorated.
Верхнее значение указанного соотношения высоты устройства подвеса выбрано исходя из того, что, при дальнейшем его увеличении происходит потеря устойчивости устройства подвеса к изгибающим нагрузкам.The upper value of the specified ratio of the height of the suspension device is selected based on the fact that, with a further increase in it, the suspension device is unstable to bending loads.
Нижнее значение указанного соотношения высоты корпуса выбрано исходя из того, что при дальнейшем его уменьшении происходит невозможность проведения монтажных операция из-за близости шпилечных креплений друг к другу.The lower value of the specified ratio of the height of the housing is selected based on the fact that with a further decrease in it, it is impossible to carry out installation operations due to the proximity of the stud mounts to each other.
Верхнее значение указанного соотношения высоты корпуса выбрано исходя из того, что при дальнейшем его увеличении происходит необоснованное повышение массовых характеристик.The upper value of the specified ratio of the height of the housing is selected based on the fact that with its further increase there is an unreasonable increase in mass characteristics.
Нижнее значение указанного соотношения высоты крышки выбрано исходя из того, что при дальнейшем его уменьшении происходит пересечение отверстий под шпильки верхнего и нижнего посадочного места.The lower value of the specified ratio of the height of the lid is selected based on the fact that when it is further reduced, the holes for the studs of the upper and lower seats intersect.
Верхнее значение указанного соотношения высоты крышки выбрано исходя из того, что при дальнейшем его увеличении происходит необоснованное повышение массовых характеристик.The upper value of the specified ratio of the height of the cover is selected based on the fact that with its further increase there is an unreasonable increase in mass characteristics.
В варианте исполнения, обратные клапаны расположены на цилиндрических поверхностях крышки, при этом сам канал, соединяющий полость зазора с окружающей средой, выполнен состоящим, по меньшей мере, из двух пересекающихся частей и имеет, по крайней мере, один излом контура.In an embodiment, the check valves are located on the cylindrical surfaces of the cover, while the channel itself, connecting the cavity of the gap with the environment, is made up of at least two intersecting parts and has at least one kink in the circuit.
В варианте исполнения, упор для концевого элемента трубы выполнен на расстоянии h=(0,25-0,6) H1, где: h - высота расположения упора от нижнего торца корпуса, H1 - высота корпуса узла герметизации.In an embodiment, the stop for the pipe end element is made at a distance h = (0.25-0.6) H1, where: h is the height of the stop from the lower end of the body, H1 is the height of the body of the sealing unit.
Нижнее значение указанного соотношения выбрано исходя из того, что, при дальнейшем его уменьшении происходит вскрытие элемента, формирующего упор, и элемента, формирующего место под обратный клапан.The lower value of the specified ratio is selected based on the fact that, with a further decrease in it, the element forming the stop and the element forming the place for the check valve are opened.
Верхнее значение указанного соотношения выбрано исходя из того, что при дальнейшем его увеличении исключается возможность размещения фиксаторов без увеличения габаритных размеров всего устройства подвеса.The upper value of the specified ratio is selected based on the fact that with its further increase, the possibility of placing the clamps without increasing the overall dimensions of the entire suspension device is excluded.
Для использования предложенного устройства подвеса сталеполимерной трубы, предложен способ его применения, при применении которого согласно изобретению его установки закрывают коренную задвижку фонтанной арматуры, после чего демонтируют часть фонтанной арматуры, расположенную выше коренной задвижки, устанавливают, преимущественно, при помощи шпилек, и опрессовывают упомянутый узел подвеса, после чего производят расстановку оборудования, монтаж противовыбросового оборудования и инжектора, глушат нижний конец сталеполимерной трубы, предпочтительно, при помощи клапана, затем заправляют указанный нижний конец сталеполимерной трубы в инжектор, далее в герметизатор и после него в превентор, после чего открывают задвижки и производят спуск сталеполимерной трубы до тех пор, пока верхний концевой элемент трубы не достигнет инжектора, после чего на пробку верхнего концевого элемента закрепляют штангу, преимущественно, путем ее наворачивания на упомянутую пробку, после чего производят окончательный спуск сталеполимерной трубы до взаимодействия поверхности концевого элемента с ответными местами в профилированном центральном канале узла подвеса и фиксируют ее в упомянутом узле путем сообщения радиального перемещения фиксаторам и обеспечения взаимодействия ступенчатого конуса каждого фиксатора с ответными местами на концевом элементе сталеполимерной трубы, далее производят опрессовку трубы, отсоединяют штангу и пробку от верхнего концевого элемента трубы и вынимают их, после чего демонтируют инжектор и противовыбросовое оборудование, затем производят монтаж ранее демонтированной фонтанной арматуры, создают избыточное давление и переводят клапан в нижнем конце сталеполимерной трубы в рабочее положение, при этом контроль герметичности установки концевого элемента производят по наличию/отсутствию утечек через каналы, соединяющие полость зазора между корпусом и крышкой с окружающей средой.To use the proposed device for suspending a steel-polymer pipe, a method for its application is proposed, the application of which according to the invention closes the main valve of the fountain valve, after which the part of the fountain valve located above the main valve is dismantled, installed mainly with the help of studs, and the said assembly is pressed suspension, after which the equipment is arranged, blowout equipment and injector are installed, the lower end of the steel-polymer pipe is jammed preferably, using a valve, then fill the lower end of the steel-polymer pipe into the injector, then into the sealant and after it into the preventer, then open the valves and lower the steel-polymer pipe until the upper end of the pipe reaches the injector, after which the rod is fixed to the stopper of the upper end element, mainly by screwing it onto the said stopper, after which the steel-polymer pipe is finally lowered until the end electric surface interacts contact with reciprocal places in the profiled central channel of the suspension unit and fix it in the said unit by communicating radial movement to the clamps and ensuring the interaction of the stepped cone of each clamp with the reciprocal places on the end element of the steel-polymer pipe, then pressurize the pipe, disconnect the rod and tube from the upper end element pipes and take them out, after which the injector and blowout equipment are dismantled, then the previously dismantled fountain fittings are installed They create excess pressure and transfer the valve at the lower end of the steel-polymer pipe to the working position, while the tightness of the installation of the end element is checked by the presence / absence of leaks through the channels connecting the gap cavity between the body and the cover with the environment.
Установка на скважине системы концентрических лифтовых колонн (КЛК) на основе СПТ обеспечивает эксплуатацию скважин по совместному пространству - НКТ и СПТ.The installation of a system of concentric elevator columns (KLK) based on SPT at the well ensures the operation of wells in a joint space - tubing and SPT.
Основной задачей технологии является вынос жидкости и механических примесей с забоев скважин за счет повышения скорости потока газа в НКТ.The main objective of the technology is the removal of fluid and solids from the bottom of the wells by increasing the gas flow rate in the tubing.
Газ, поступивший из пласта, на забое разделяется на два потока: по СПТ и НКТ (по межтрубному кольцевому пространству - МКП), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися на забое между собой. Потоки газа после подъема к устью скважины соединяются и поступают в один газосборный коллектор. За счет меньшего диаметра СПТ и управления режимом работы скважины специальным контроллером, позволяющим выявить начало самозадавливания, происходит увеличение отбора по СПТ и, соответственно, вынос жидкости. После очистки забоя вновь происходит увеличение отбора по МКП. Предлагаемая технология позволяет свести к минимуму потери в добыче газа и оптимизировать конструкцию устройства подвеса.The gas coming from the formation at the bottom is divided into two flows: along the SPT and tubing (along the annular annular space - MCP), concentrically placed one in the other and communicating at the bottom of each other. The gas flows after rising to the wellhead are connected and enter a single gas collector. Due to the smaller diameter of the SPT and control of the well operating mode by a special controller, which allows to detect the onset of self-squeezing, there is an increase in the selection for SPT and, accordingly, the removal of fluid. After cleaning the face again there is an increase in selection for MCP. The proposed technology allows to minimize losses in gas production and optimize the design of the suspension device.
Для осуществления минимально-возможного рабочего дебита по технологии необходимо обеспечить дебит по СПТ на 10-25% выше дебита, необходимого для удаления жидкости. При изменяющемся давлении в газосборном коллекторе поддержание заданного значения дебита может осуществляться путем непрерывного контроля дебита на пути потока газа из СПТ и изменения отбора газа из МКП.To implement the minimum possible working flow rate by technology, it is necessary to provide a flow rate for SPT 10-25% higher than the flow rate required to remove the liquid. With a varying pressure in the gas collection manifold, a predetermined flow rate can be maintained by continuously monitoring the flow rate in the gas flow path from the SPT and changing the gas withdrawal from the MCP.
Сущность изобретения иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 показан общий вид устройства подвеса сталеполимерной трубы в составе фонтанной арматуры, на фиг.2 - общий вид устройства подвеса в увеличенном масштабе со сталеполимерной трубой, на фиг.3 - общий вид устройства подвеса в увеличенном масштабе без сталеполимерной трубы, на фиг.4 - общая схема комплекса для спуска и подъема сталеполимерной трубы без глушения скважины, на фиг.5 - инжектор в увеличенном масштабе в момент окончания спуска сталеполимерной трубы, на фиг.6 - элемент А инжектора в увеличенном масштабе.The invention is illustrated by drawings, in which Fig. 1 shows a general view of a suspension device of a steel-polymer pipe as part of a fountain, Fig. 2 is a general view of a suspension device on an enlarged scale with a steel-polymer pipe, and Fig. 3 is a general view of a suspension device in an enlarged scale. without steel-polymer pipe, in Fig. 4 is a general diagram of a complex for launching and raising a steel-polymer pipe without killing a well, in Fig. 5 is an injector on an enlarged scale at the time of completion of descent of a steel-polymer pipe, in Fig. 6 is an injector element A on an enlarged scale.
Устройство подвеса сталеполимерной трубы состоит из корпуса 1 и крышки 2 с общим центральным каналом 3, соединенных между собой через металлическую прокладку 4 при помощи шпилек 5. Торцевой зазор 6 между корпусом 1 и крышкой 2 соединен с окружающей средой при помощи обратных клапанов 7. В корпусе 1, перпендикулярно его продольной оси, установлены шесть фиксаторов 8 с возможностью осевого вращения вокруг своей продольной оси и с возможностью радиального перемещения в корпусе 1. Один конец 9 фиксаторов 8 выполнен профилированным в виде конуса, преимущественно, ступенчатого, взаимодействующего своей поверхностью с ответными местами на концевом элементе 10 сталеполимерной трубы 11. Другой конец 12 упомянутого фиксатора 8 выполнен профилированным в виде ответного места под инструмент, предпочтительно, в виде четырехгранника, для придания фиксатору 8 вращательного движения вокруг своей оси. Центральный канал 3 выполнен профилированным для установки, удержания и герметизации концевого элемента 10 сталеполимерной трубы 11 одновременно в корпусе 1 и крышке 2. На внешних торцевых поверхностях корпуса 1 и крышки 2 выполнены ответные места 13 и 14, соответственно, для соединения с ответными местами частей фонтанной арматуры.The suspension device of the steel-polymer pipe consists of a
В варианте исполнения, обратные клапаны 7 расположены на цилиндрических поверхностях крышки 2, при этом сам канал, соединяющий полость зазора с окружающей средой, выполнен состоящим, по меньшей мере, из двух пересекающихся частей 15 и 16 и имеет, по крайней мере, один излом контура.In an embodiment, the
Для установки устройства подвеса на фонтанную арматуру и спуска сталеполимерной трубы в скважину используются коренная задвижка 17 фонтанной арматуры, инжектор 18, герметизатор 19 и превентор 20. Для установки конца трубы используется штанга 21.To install the suspension device on the fountain fittings and lowering the steel-polymer pipe into the well, a
Предложенное устройство подвеса сталеполимерной трубы используется следующим образом.The proposed device suspension steel pipe is used as follows.
Закрывают коренную задвижку 17 фонтанной арматуры, после чего демонтируют часть фонтанной арматуры, расположенную выше коренной задвижки 17. Устанавливают и опрессовывают упомянутое устройство подвеса сталеполимерной трубы, после чего производят расстановку оборудования, монтаж противовыбросового оборудования (не обозначено) и инжектора 18. Для того чтобы пластовый флюид под давлением не попал внутрь сталеполимерной трубы 11 при ее спуске, глушат нижний конец сталеполимерной трубы при помощи клапана (не обозначен). Затем заправляют нижний конец сталеполимерной трубы 11 в инжектор 18, далее в герметизатор 19 и после него - в превентор 20, после чего открывают задвижки и производят спуск сталеполимерной трубы 11 до тех пор, пока верхний концевой элемент 10 сталеполимерной трубы 11 не достигнет инжектора 18. Затем на пробку (не обозначена) верхнего концевого элемента 10 закрепляют штангу 21, преимущественно, путем ее наворачивания на упомянутую пробку, после чего производят окончательный спуск сталеполимерной трубы 11 до взаимодействия поверхности верхнего концевого элемента 10 с ответными местами в профилированном центральном канале 3 узла подвеса и фиксируют ее в упомянутом узле путем сообщения радиального перемещения фиксаторам 8 и обеспечения взаимодействия ступенчатого конуса 9 каждого фиксатора 8 с ответными местами на верхнем концевом элементе 10 сталеполимерной трубы 11. Далее производят опрессовку трубы, отсоединяют штангу 21 и пробку от верхнего концевого элемента 10 сталеполимерной трубы 11 и вынимают их, после чего демонтируют инжектор 18 и противовыбросовое оборудование. Производят монтаж ранее демонтированной фонтанной арматуры, создают избыточное давление и переводят клапан на нижнем конце сталеполимерной трубы в рабочее положение, при этом контроль герметичности установки верхнего концевого элемента 10 производят по наличию/отсутствию утечек через каналы 15, 16 и обратные клапаны 7, соединяющие полость торцевого зазора 6 между корпусом 1 и крышкой 2 с окружающей средой.The
Проведенные испытания полноразмерного устройства подвеса на нескольких нефтегазоконденсатных месторождениях полностью подтвердили правильность заложенных конструкторско-технологических решений.The tests of the full-size suspension device at several oil and gas condensate fields fully confirmed the correctness of the design and technological solutions.
Использование предложенного технического решения позволит улучшить массово-габаритные характеристики устройства подвеса, упростить схему отвода жидкости из забоя, повысить эффективность работы скважины за счет уменьшения времени ее простоя, связанного с ее глушением при ремонте.Using the proposed technical solution will improve the mass-dimensional characteristics of the suspension device, simplify the scheme of fluid drainage from the bottom, increase the efficiency of the well by reducing the downtime associated with its killing during repair.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014104705/03A RU2558354C1 (en) | 2014-02-12 | 2014-02-12 | Device for suspension of steel and polymer pipe and method of its use |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014104705/03A RU2558354C1 (en) | 2014-02-12 | 2014-02-12 | Device for suspension of steel and polymer pipe and method of its use |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2558354C1 true RU2558354C1 (en) | 2015-08-10 |
| RU2014104705A RU2014104705A (en) | 2015-08-20 |
Family
ID=53795833
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014104705/03A RU2558354C1 (en) | 2014-02-12 | 2014-02-12 | Device for suspension of steel and polymer pipe and method of its use |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2558354C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2601078C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-10-27 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of suspending steel polymer flexible flush-joint pipe in well |
| CN106761507A (en) * | 2016-12-15 | 2017-05-31 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | A kind of shale gas well boll-weevil hanger and the shale gas gas production system containing the hanger |
| RU174945U1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-11-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром георесурс" | TEST DEVICE OF A BOREHOLE LUBRICATOR |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3526418A (en) * | 1968-07-25 | 1970-09-01 | Rockwell Mfg Co | Wellhead completion apparatus |
| US6688386B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-02-10 | Stream-Flo Industries Ltd. | Tubing hanger and adapter assembly |
| CA2519609A1 (en) * | 2004-09-14 | 2006-03-14 | Erc Industries | Tubing hanger with ball valve in production string |
| RU81994U1 (en) * | 2007-06-25 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания "Корвет" (ОАО "АК "Корвет") | SUSPENSION OF CASING AND PUMP-COMPRESSOR PIPES WITH METAL SEAL |
| RU128896U1 (en) * | 2013-01-15 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS |
-
2014
- 2014-02-12 RU RU2014104705/03A patent/RU2558354C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3526418A (en) * | 1968-07-25 | 1970-09-01 | Rockwell Mfg Co | Wellhead completion apparatus |
| US6688386B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-02-10 | Stream-Flo Industries Ltd. | Tubing hanger and adapter assembly |
| CA2519609A1 (en) * | 2004-09-14 | 2006-03-14 | Erc Industries | Tubing hanger with ball valve in production string |
| RU81994U1 (en) * | 2007-06-25 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания "Корвет" (ОАО "АК "Корвет") | SUSPENSION OF CASING AND PUMP-COMPRESSOR PIPES WITH METAL SEAL |
| RU128896U1 (en) * | 2013-01-15 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| А.В. РОБИН, М.А. ДОНЧЕНКО, М.А. ИМШЕНЕЦКИЙ "Концентрические лифтовые коолонны на основе сталеполимерной трубы (удаление воды с забоя газовых скважин без глушения)", НЕФТЕГАЗ INTERNATIONAL, выпуск 2, 10.2013 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2601078C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-10-27 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of suspending steel polymer flexible flush-joint pipe in well |
| RU174945U1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-11-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром георесурс" | TEST DEVICE OF A BOREHOLE LUBRICATOR |
| CN106761507A (en) * | 2016-12-15 | 2017-05-31 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | A kind of shale gas well boll-weevil hanger and the shale gas gas production system containing the hanger |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014104705A (en) | 2015-08-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102330546B (en) | Open hole staged fracturing well completion pipe string provided with controllable valve and hydraulic control switching pipe string | |
| RU94628U1 (en) | DEVICE FOR OPERATION OF THE LAYER WITH DIFFERENT PERMEABILITY ZONES | |
| US10081999B2 (en) | Downhole occluder, pressurized sucker rod and operation technique to repair oil pipes | |
| CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
| US2828698A (en) | Gas lift valve assembly | |
| RU2558354C1 (en) | Device for suspension of steel and polymer pipe and method of its use | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| RU148116U1 (en) | DOUBLE PACKER | |
| RU2522326C1 (en) | Device to isolate problematic zones by profile packer with cylindrical sections at well drilling | |
| RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
| RU2598948C1 (en) | Landing for dual production and injection | |
| RU107821U1 (en) | PACKER DRILLED | |
| RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
| RU142119U1 (en) | STEEL-POLYMER PIPE SUSPENSION DEVICE | |
| RU2380526C1 (en) | Multi-reservoir well sumultanious-separate production method | |
| CN203145896U (en) | Oil field oil well CO2 airlock prevention flow string | |
| RU2506456C1 (en) | Borehole pump unit | |
| RU131075U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS SEPARATE PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL | |
| RU168316U1 (en) | DRILLING PUMP UNIT FOR OPERATIONAL COLUMNS OF SMALL DIAMETER | |
| RU128896U1 (en) | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS | |
| RU2475621C1 (en) | Double packer driven from rotation | |
| RU2707314C1 (en) | Cup double-side packer | |
| CN201723196U (en) | Self-sealing setting ball seat | |
| CN211422596U (en) | Hydraulic pushing small-diameter rubber cylinder pipe scraper | |
| CN108397185B (en) | Quick test tube post of cable layering |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190213 |