Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 [ 103 ] 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

межуточной колонной до вскрытия основного объекта эксплуатации.

В ряде нефтепромысловых районов при обосновании конструкций газовых скважин наблюдается стремление укрепить их устьевую часть. Вызвано это тем, что резьбовые соединения стандартных обсадных труб недостаточно герметичны и при эксплуатации газовых скважин часто возникают межколонные проявления и в наиболее тяжелых случаях грифоно-образования.

Устьевая часть конструкции усиливается за счет дополнительной обсадной колонны перед спуском эксплуатационной.

4.2.14. ЛИКВИДАЦИЯ

НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

В зарубежной практике бурения скважин в сложных геологических условиях, когда имеется опасность возникновения нефтегазопроявлений для обеспечения надежности на устье скважин монтируют довольно сложную компоновку наземного оборудования, состоящую из нескольких превенторов.

На рис. 4.16 представлена схема обвязки устьевого оборудования, применяемого при вскрытии и испытании пластов в глубоких скважинах, бурящихся как на суше, так и на море со стационарных или с полупогружных платформ.

Данная компоновка устьевого оборудования позволяет контролировать бурящуюся скважину при высоких пластовых давлениях и ликвидировать возникающие нефте- и газопроявления (или выбросы). В рассматриваемую компоновку входит следующее оборудование: нагнетательный манифольд 1, штуцерный манифольд 2, кольцевой превентор 3, трубные превенторы 6 и 14, превентор 8 с глухими плашками, напорная линия 12 насосов высокого давления, линия 11 для глушения скважин, дополнительная линия для глушения 13, штуцерная линия 9 к штуцерному манифольду, дополнительная штуцерная линия 15 к штуцерному манифольду, устьевая головка 16.

Такая компоновка устьевого оборудования позволяет ликвидировать осложнения, которые могут возникнуть в скважине как при вскрытии, так и при испытании пластов. Так, например, при возникновении нефтегазопроявлений необходимо как можно раньше перекрыть скважину, а затем за-

Рис. 416. Схема обвязкя устьевого оборудования, применяемого при вскрытии и испытании пластов

глушить образовавшийся приток (выброс). После того как скважина перекрыта, прекращается дальнейшее поступление (пластовой) жидкости в скважину. Интенсивность притока снижается не мгновенно, а постепенно, за счет сжимаемости жидкости, заполняющей скважину. Приток жидкости замедляется по мере возрастания давления в стволе скважины и полностью прекращается, когда сумма давления нагнетания жидкости на устье скважины и гидростатического давления жидкости в скважине становится равной пластовому давлению.

При таких ситуациях очень важно знать давление, возникшее в бурильных трубах и кольцевом пространстве скважины. Эти давления позволяют определить ряд важных параметров, которые затем используются при ликвидации возникших осложнений. К этим параметрам относятся пластовое давление, характер выбрасываемой пластовой жидкости, необходимое противодавление, которое надо создать через штуцер (когда начинается циркуляция для контролирования скважины), плотность раствора для глушения скважины. Эти параметры выбирают исходя из необходимости создания на забое давления, которое при глушении скважины должно превышать пластовое давление, и давление в нагнетательной линии насосов в начале циркуляции. Ликвидацию проявлений (выбросов) производят в два этапа: перекрытие скважин и глушение скважин с удалением жидкости притока из скважины.

Поэтапные работы, связанные с перекрытием скважины, зависят от типа скважины, места ее расположения (на суше или на море), буровой установки (стационарные, морские полупогружные или плавучие буровые установки), типа проводимых работ (в процессе долбления, испытания или при СПО). Перекрытие скважины при помощи рассматриваемой компоновки устьевого оборудования производится в следующей последовательности.

В случае получения сигнала или предупреждения о возникновении проявления вскрываемого или испытываемого пласта процесс бурения (испытания) прекращают, рабочую трубу поднимают над столом ротора на такую высоту, чтобы можно было установить безопасный клапан под рабочей трубой. Следят также за тем, чтобы против уплотнений превенторов располагалась не муфта, а бурильные (или насосно-компрессорные) трубы. Буровые насосы отключают и проверяют скважину на самоприток. Если из скважины начинается перелив, то ее необходимо срочно перекрыть. Эта техноло-