способ проведения подземного ремонта скважины

Формула изобретения

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.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения подземного ремонта скважины.

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.).

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.

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.).

Недостатком данного способа является необходимость спуска в скважину дополнительной трубы и использование дополнительного мультифазного насоса, постоянно откачивающего скважинную жидкость.

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.

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.

Отличительными признаками предлагаемого изобретения являются:

- возможность сбора скважинной жидкости, изливаемой при спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб или колонны штанг, самотеком в герметичную емкость, установленную ниже затрубной задвижки;

- возможность перекачки скважинной жидкости из герметичной емкости в накопительную емкость давлением воздуха, созданного пневмосистемой подъемного агрегата для ремонта скважин.

Вышеперечисленные отличительные признаки позволяют исключить загрязнение территории скважины при спуске глубинного насосного оборудования и более эффективно использовать возможности подъемного агрегата для ремонта скважины.

На фиг.1 показана схема сбора скважинной жидкости при спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб.

На фиг.2 показана схема сбора скважинной жидкости при спуске в скважину колонны насосных штанг.

Способ ремонта скважины осуществляется следующим способом.

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.

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.

Применение предлагаемого способа позволяет исключить загрязнение территории скважины при спуске глубинного насосного оборудования и более эффективно использовать возможности подъемного агрегата для ремонта скважины.