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

Рассмотрим пример глушения открытого фонтана. В процессе бурения возник фонтан. Для его ликвидации ведущую трубу приподнимают выше ротора, закрывают превентор и, согласно общим правилам борьбы с газопроявлениями, закачивают имеющийся в запасных емкостях буровой раствор. Допустим, что вследствие возникновения пропусков газа, грифонов и других явлений фонтан ликвидировать не удалось. В этом случае (см. рис. 8.14) отвинчиванием винта 4 освобождают шар 2 и создают циркуляцию жидкости. Шар 2 садится в седло, и циркуляция прекращается. При создании избыточного давления обе диафрагмы 6, рассчитанные на определенное давление, разрушаются. Давление передается на пакер 5, который срабатывает и герметизирует затрубное пространство. Жидкость, задавливаемая в бурильный инструмент, при прямой циркуляции проходит в затрубное пространство. Создавшееся давление не может вызвать разрыва части обсадной колонны, находящейся выше пакера, или разрушения приустьевой части оборудования скважины.

Фонтан может быть заглушен с помощью гораздо меньшего количества агрегатов при использовании меньшего количества жидкости ("лобовая" задавка). Кроме того, фонтан можно заглушить, применяя только буровые насосы, так как их подача для проведения указанных работ вполне достаточна.

Экономичность предложенного способа подтверждается также тем, что отпадает необходимость создания глинохо-зяйства. Если же ниже башмака последней колонны разрез представлен крепкими породами, можно также использовать предложенный способ, а при нарушениях в колонне он является единственным.

Если по условиям прочности сверление в рабочем переводнике 3 для винта 4 допустимо, то шар 2 можно заложить в стояк циркуляционной системы на высоте примерно 1,5 м от пола буровой. Тогда обратный клапан 1 следует устанавливать в нижней части инструмента или совсем не применять его.

Преимуществами метода ликвидации аварийных фонтанов путем герметизации устья фонтанирующей скважины являются его техническая простота, быстрые сроки выполнения (при удачном стечении обстоятельств) и относительно небольшая капиталоемкость.

Но этому методу присущи и серьезные недостатки: а) применимость метода ограничена, так как работы следует выполнять лишь тогда, когда есть уверенность в надеж-

ной герметичности ствола скважины выше продуктивного горизонта; в противном случае герметизация устья скважины может привести к катастрофическим последствиям (образование грифонов, рассеивание запасов нефти и газа и т.п.);

б) исключительная опасность для людей, занятых в ликвидации аварии, особенно в ликвидации мощных фонтанов. (Когда действуют фонтаны с пластовым давлением 30,050,0 МПа, подход к устью скважины становится опасным.);

в) неуверенность в длительности и в исходе операции по глушению фонтана.

Поэтому принимать решение о ликвидации аварийных фонтанов таким методом можно только после глубокого анализа геолого-технических, технологических и организационных условий.

Методы ликвидации аварийни фонтанов посредством комплекса подземнт работ

В тех случаях, когда возможность ликвидации аварийных фонтанов путем производства работ по герметизации устьев фонтанирующих скважин становится невозможной, обычно применяется комплекс подземных работ. Эти работы предусматривают:

непосредственное соединение со стволом аварийной скважины с помощью специальных наклонных скважин и осуществление через них отвода газа и жидкости, а также закачку воды, глинистых или тампонажных растворов (рис. 8.15);

блокирование забоя фонтанирующей скважины путем бурения вокруг нее галереи специальных скважин, через которые интенсивно отбирают нефть и газ, чтобы уменьшить их приток к забою аварийной скважины, или же нагнетают воду и различные буровые и тампонажные растворы в продуктивный пласт с целью прекращения или затруднения притока нефти и газа к забою фонтанирующей скважины (рис. 8.16).

Для соединения со стволом аварийной скважины на достаточной глубине, определяемой из соотношения между пластовым и гидростатическим давлением столба жидкости в аварийной скважине, бурят одну или несколько специально наклонно направленных скважин. Конструкцию и профиль направленных скважин определяют из конкретных геолого-технических условий (глубина интервала соединений, расстояние между скважинами на поверхности, устойчивость и газонефтенасыщенность разреза). Профиль и конструкция должны обеспечить предотвращение преждевременной сты-

Рис. 8.15. Схема проводки направленной скважины для глушения фонтанирующей скважины:

1 - фонтанирующая скважина; 2 - про-дуктивный пласт; 3 - направленная скважина

Рис. 8.16. Схема направленных скважин для разгрузки фонтанирующего пласта:

а - фонтан до разгрузки; б - фонтан после пуска разгрузочных скважин; 1 - аварийная скважина; 2 - разгрузочные скважины; 3 - продуктивный пласт