RU2541007C1

RU2541007C1 - Hermetic sealing technique for threaded connection of director clutch and tubing head installation tube at well without overhauling

Info

Publication number: RU2541007C1
Application number: RU2014101659/03A
Authority: RU
Inventors: Станислав Евгеньевич Цыганков; Андрей Александрович Касьяненко; Игорь Владимирович Кравченко; Андрей Владимирович Колганов; Александр Аркадьевич Завьялов; Владислав Владимирович Разгон; Юрий Леонидович Спиридонов; Борис Сергеевич Довбня; Валерий Зирякович Минликаев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром"
Priority date: 2014-01-21
Filing date: 2014-01-21
Publication date: 2015-02-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method includes measurement of gas loss, installation of flow line for the purpose of gas blowing at a safe distance from the well, cleaning of welding spot, imposition of a welding seam, performance of visual, measurement, X-ray and ultrasound testing of the welded seam, dismounting of the flow line, checking non-availability of gas losses in the welded seam area.

EFFECT: improved hermetic sealing for threaded connection of director clutch and tubing head installation tube at the well without overhauling.

2 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the repair of oil and gas wells.

В процессе эксплуатации на ряде нефтяных и газовых скважин систематически выявляется негерметичность по резьбовому соединению "муфта кондуктора - монтажный патрубок колонной головки". Негерметичность по резьбовому соединению "муфты кондуктора и монтажного патрубка" может привести к загазованности на кустах нефтяных и газовых скважин, что является недопустимым нарушением Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности «ПБ 08-624-03».During operation at a number of oil and gas wells, leakages are systematically detected by the threaded connection "conductor coupling - column head mounting pipe". Leakage on the threaded connection of the “coupling of the conductor and the mounting nozzle" can lead to gas contamination on the bushes of oil and gas wells, which is an unacceptable violation of the Safety Rules in the oil and gas industry "PB 08-624-03".

Известен способ герметизации резьбового соединения "муфта кондуктора - монтажный патрубок" колонной головки путем капитального ремонта скважины (КРС). Состав работ при КРС: глушение скважины, извлечение насосно-компрессорных труб (далее НКТ), демонтаж устьевого оборудования, замена монтажного патрубка колонной головки, монтаж устьевого оборудования, спуск НКТ, вызов притока.A known method of sealing the threaded connection "coupling of the conductor - the mounting pipe" of the column head by means of overhaul of the well (KRS). Scope of work in cattle work: well plugging, extraction of tubing (hereinafter referred to as tubing), wellhead equipment dismantling, replacement of the pipe head mounting nozzle, wellhead equipment installation, tubing descent, inflow call.

Существенными недостатками известного способа являются следующие факторы: Износ оборудования (резьбы муфты и патрубка) вследствие свинчивания при спуско-подъемных операциях; высокая стоимость КРС; продолжительный период времени выполнения КРС, который составляет ориентировочно 6-7 дней, что приводит к останову скважины и потерям при добыче. Также вследствие глушения скважины значительно понижается проницаемость коллектора в призабойной зоне пласта, что влечет за собой значительное снижение продуктивности. При спускоподъемных операциях, которые неизбежны при капитальном ремонте скважины, во время работы на открытом (негерметизированном) устье существует опасность газонефтеводопроявлений и разгазировния жидкости глушения.Significant disadvantages of this method are the following factors: Wear of equipment (thread of the coupling and pipe) due to make-up during tripping; high cost of cattle; a long run time, which is approximately 6-7 days, which leads to well shutdown and production losses. Also, due to well killing, the permeability of the reservoir in the bottomhole formation zone is significantly reduced, which entails a significant decrease in productivity. During tripping operations, which are unavoidable during well overhaul, during operation on an open (unsealed) wellhead there is a danger of gas and oil and water occurrences and loss of kill fluid.

Вышеуказанный известный способ герметизации резьбового соединения имеет то же назначение, что и предлагаемое изобретение, при этом совокупность признаков, совпадающих с существенными признаками заявляемого способа, отсутствует.The above known method of sealing a threaded connection has the same purpose as the present invention, while the totality of signs that match the essential features of the proposed method is missing.

Задачей изобретения является ликвидация негерметичности резьбового соединения "муфта кондуктора - монтажный патрубок колонной головки" без вывода скважины в капитальный ремонт, за счет чего достигается сокращение временных и финансовых затрат на ликвидацию негерметичности, исключение потерь при добыче нефти и газа, неизбежных при капитальном ремонте, а также снижение негативного воздействия на окружающую среду за счет устранения утечки природного газа в атмосферу.The objective of the invention is to eliminate the leakage of the threaded connection "conductor coupling - mounting pipe of the column head" without putting the well into overhaul, thereby reducing time and financial costs for eliminating leaks, eliminating losses during oil and gas production that are unavoidable during overhaul, and also reducing the negative impact on the environment by eliminating the leakage of natural gas into the atmosphere.

Техническим результатом является надежная герметизация кондуктора скважины, повышение прочности основания скважины, на котором монтируется все оборудование обвязки скважины, улучшение экологических аспектов и показателей промышленной безопасности. При этом предлагаемый способ осуществляется на действующей скважине, без ее вывода из эксплуатации и глушения, в соответствии с требованиями норм промышленной безопасности, что значительно снижает затраты на устранение негерметичности резьбового соединения по сравнению с аналогом.The technical result is a reliable sealing of the conductor of the well, increasing the strength of the base of the well, which is mounted on all equipment piping wells, improving environmental aspects and indicators of industrial safety. Moreover, the proposed method is carried out on an existing well, without its decommissioning and killing, in accordance with the requirements of industrial safety standards, which significantly reduces the cost of eliminating leaks in a threaded connection in comparison with the analogue.

Технический результат достигается тем, что способ герметизации резьбового соединения муфта кондуктора - монтажный патрубок колонной головки на скважине без вывода в капитальный ремонт включает: замер утечки газа, монтаж отводной линии для стравливания газа на безопасном от скважины расстоянии, очистку места сварки, наложение сварного шва, проведение визуально - измерительного, рентгеновского и ультразвукового контроля сварного шва, демонтаж отводной линии, проверку зоны сварного шва на отсутствие утечек газа, при этом сварной шов состоит из трех слоев: корневого, заполняющего и облицовочного.The technical result is achieved by the fact that the method of sealing the threaded connection of the coupling of the conductor - the mounting pipe of the column head at the well without a major overhaul includes: measuring gas leakage, installing an outlet line for bleeding the gas at a safe distance from the well, cleaning the weld place, applying a weld, visual, measuring, X-ray and ultrasonic testing of the weld, dismantling of the branch line, checking the weld zone for gas leaks, while the weld IT up of three layers: the root, fill and cap.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена схема обвязки межколонного пространства скважины при реализации предлагаемого способа, на фиг.2 схематично показана реализация предлагаемого способа.The invention is illustrated by drawings, where figure 1 shows a diagram of the piping of the annulus of the well when implementing the proposed method, figure 2 schematically shows the implementation of the proposed method.

На чертежах приняты следующие обозначения. На фиг.1: 1 - трубная головка фонтанной арматуры; 2 - колонная головка фонтанной арматуры; 3, 4 - манометр; 5 - вентиль, 6 - дополнительный отвод; 7 - диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ); 8, 9, 10, 11, 12, 13 - задвижки.In the drawings, the following notation. In Fig.1: 1 - pipe head of the fountain; 2 - column head of fountain fittings; 3, 4 - pressure gauge; 5 - valve, 6 - additional tap; 7 - diaphragm meter of critical current (DICT); 8, 9, 10, 11, 12, 13 - valves.

На фиг.2: 14 - монтажный патрубок колонной головки; 15 - муфта кондуктора; 16 - резьбовое соединение; 17 - сварной шов, 18 - корневой слой; 19 - заполняющий слой; 20 - облицовочный слой; 21 - труба обсадная.In Fig.2: 14 - mounting pipe of the column head; 15 - conductor coupling; 16 - threaded connection; 17 - weld, 18 - root layer; 19 - filling layer; 20 - a facing layer; 21 - casing pipe.

Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.

При обнаружении утечки газа через резьбовое соединение замеряют утечку газа посредством газоанализатора. После чего на действующей газовой скважине производят монтаж отводной линии для стравливания газа на безопасном от скважины расстоянии. Монтаж отводной линии включает: монтаж к обвязке межколонного пространства (фиг.1) временной факельной линии, которую опрессовывают на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего и надежно закрепляют якорями (или пригрузами). Длина отвода из межколонного пространства должна быть не менее 20 м. Дополнительный межколонный факельный отвод 6 направляют в сторону от дорог и газосборного коллектора и выводят за пределы кустовой площадки, на его конце устанавливают диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ) - 7 с диафрагмой не более 6 мм для того, чтобы не раздренировать каналы межколонного пространства. Сбрасывают давление в межколонном пространстве с записью кривой падения давления, с использованием манометров Микон-227 - 3, 4 (фиг.1). Для выпуска газа из межколонного пространства задвижки 11, 12 открывают. Используя газоанализатор, проверяют рабочее место на загазованность перед началом огневых работ и в ходе их выполнения. Производят очистку места сварки наружных поверхностей монтажного патрубка 14 (фиг.2) и муфты кондуктора 15 от земли, снега и других загрязнений, и сборку сварного соединения. Монтажный патрубок 14 и муфту кондуктора 15 собирают на резьбе. Производят заварку резьбового соединения методом ручной электродуговой сварки.If a gas leak is detected through a threaded connection, the gas leak is measured by means of a gas analyzer. After that, an outlet line is installed on an existing gas well for venting gas at a safe distance from the well. The installation of the discharge line includes: mounting to the piping of the annular space (Fig. 1) a temporary flare line, which is pressurized to one and a half times the pressure from the expected worker and securely fixed with anchors (or weights). The length of the outlet from the annular space should be at least 20 m. An additional annular flare outlet 6 is directed away from the roads and the gas collector and taken outside the cluster area, a critical diaphragm meter (DICT) - 7 with a diaphragm of not more than 6 is installed at its end mm so as not to drain the channels of annular space. Relieve pressure in the annulus with the recording of the pressure drop curve, using the Mikon-227 - 3, 4 pressure gauges (Fig. 1). To release gas from the annulus, the valves 11, 12 are opened. Using a gas analyzer, check the workplace for gas contamination before the start of hot work and during their implementation. Perform cleaning of the welding site of the outer surfaces of the mounting pipe 14 (figure 2) and the coupling of the conductor 15 from the ground, snow and other contaminants, and the assembly of the welded joint. The mounting pipe 14 and the conductor coupling 15 are assembled on the thread. A threaded joint is welded by manual arc welding.

Согласно ГОСТ 5264-80 «Ручная дуговая сварка» в данном случае получается нахлесточное сварное соединение. Основной размерной характеристикой угловых швов нахлесточных соединений является расчетный катет К. Для элементов с толщиной 4-16 мм катет шва определяют из соотношения К=0,4S+2 мм, где S - толщина свариваемых деталей. При сварке разнотолщинных деталей катет шва рассчитывается по более толстостенной детали, при этом, минимальное значение катета не должно превышать 1,2 толщины более тонкого элемента. В соответствии с вышеизложенным рассчитывается катет шва: К=0,4×12+2=6,8 мм. Согласно ГОСТ 5264-80 «Ручная дуговая сварка» существуют допустимые предельные отклонения размера катета шва от номинального значения. При номинальном значении катета от 5 мм до 8 мм включительно, допустимые отклонения составляют -1 мм +2 мм. Для формирования необходимых геометрических размеров и обеспечения надлежащего качества сварного шва, сварку проводят в три слоя: корневого - для обеспечения полного провара и сплавления свариваемых кромок; заполняющего - для формирования необходимого катета шва; облицовочного (декоративный, отжигающий) - для формирования усиления шва и обеспечения плавного перехода от наплавленного металла шва к основному металлу.According to GOST 5264-80 "Manual arc welding" in this case, an overlap weld is obtained. The main dimensional characteristic of the fillet welds is the calculated leg K. For elements with a thickness of 4-16 mm, the leg leg is determined from the ratio K = 0.4S + 2 mm, where S is the thickness of the parts to be welded. When welding parts of different thicknesses, the joint leg is calculated from a thicker part, while the minimum leg value should not exceed 1.2 thicknesses of a thinner element. In accordance with the foregoing, the joint leg is calculated: K = 0.4 × 12 + 2 = 6.8 mm. According to GOST 5264-80 "Manual arc welding" there are permissible limit deviations of the size of the joint leg from the nominal value. With a nominal value of the leg from 5 mm to 8 mm inclusive, the permissible deviations are -1 mm +2 mm. To form the necessary geometric dimensions and ensure the proper quality of the weld, welding is carried out in three layers: root - to ensure complete penetration and fusion of the welded edges; filling - to form the necessary leg of the seam; facing (decorative, annealing) - to form a reinforcement of the seam and ensure a smooth transition from the weld metal of the weld to the base metal.

После сварки производят визуально-измерительный контроль сварного шва, рентгеновский контроль - исследование внутреннего состояние шва, ультразвуковой контроль - исследование околошовной зоны для определения качества связывания шва с деталями. После чего проверяют зоны сварного шва газоанализатором на предмет отсутствия утечек газа. Закрывают задвижку 12 (фиг.1). Производят демонтаж отводной линии 6. Фиксируют текущее давление в межколонном пространстве. С использованием электронного манометра Микон-227 3, 4 записывают кривую восстановления давления в межколонном пространстве.After welding, a visual and measuring control of the weld is performed, X-ray inspection is a study of the internal state of the weld, ultrasound inspection is a study of the heat-affected zone to determine the quality of the weld to parts bonding. Then check the weld zone with a gas analyzer for gas leaks. Close the valve 12 (figure 1). The dismantling of the discharge line 6. Fix the current pressure in the annular space. Using an electronic pressure gauge Mikon-227 3, 4 record the pressure recovery curve in the annular space.

Предлагаемый способ герметизации реализуется на действующей газовой или нефтяной скважине (без вывода в капитальный ремонт), что значительно сокращает затраты на ее обслуживание и исключает потери в добыче нефти или газа, неизбежные при капитальном ремонте, а также снижает негативное воздействие на окружающую среду за счет устранения утечки природного газа в атмосферу.The proposed method of sealing is implemented on an existing gas or oil well (without a major overhaul), which significantly reduces the cost of its maintenance and eliminates losses in oil or gas production that are unavoidable during overhauls, and also reduces the negative impact on the environment by eliminating leakage of natural gas into the atmosphere.

Claims

1. A method of sealing a threaded connection of a conductor coupling - an assembly nozzle of a column head at a well without a major overhaul, including measuring gas leakage, installing an outlet line for bleeding gas at a safe distance from the well, cleaning the weld point, applying a weld, and making a visual measurement , X-ray and ultrasonic inspection of the weld, dismantling of the branch line, checking the weld zone for gas leaks.

2. The method according to claim 1, characterized in that the weld consists of three layers: root, filling and facing.