Ликвидация открытого фонтана

Справочник по геологии

Газонефтеводопроявление

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины.

Классификация скважин по степени опасности возникновения ГНВП

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины распределяются на три категории:

Первая категория

  • Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления.
  • Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносного пласта.
  • Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции.

Рис. 1. Работа аварийно-спасательной службы по ликвидации открытого фонтана нефти

Вторая категория

  • Нефтяные скважины, у которых пластовое давление выше гидростатического менее чем на 10% и газовый фактор не более 100 м 3 /т.
  • Нагнетательные скважины с пластовым давлением больше гидростатического менее чем на 10%.

Третья категория

  • Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже гидростатического.
  • Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
  • Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.).

Причины возникновения ГНВП

  • Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
  • Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операциях инструмента и оборудования.
  • Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
  • Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом.
  • Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
  • Несоблюдение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
  • Длительные простои скважины без промывки.
  • Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивающих опасность возникновения газонефтеводопроявлений (даже если пластовое давление ниже гидростатического).

Газ может находиться в скважине в растворенном состоянии, либо в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно).

Рис. 2. Положение газа в скважине

а — в виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим); б — в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия); в — кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

Первые два положения особой опасности не представляют, потому что забойное давление уменьшается незначительно. Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится.

Так как в идеальных условиях объем газа не изменится (в закрытой скважине), то согласно закону Бойля-Мариотта:

Такое увеличение давления может повредить скважину или вызвать большое поглощение и как следствие — выброс. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления. На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к выбросу.

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны

  • Низкая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
  • Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”.
  • Некачественное цементирование обсадных колонн.
  • Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.
  • Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
  • Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

Ранее обнаружение ГНВП

Основные признаки газонефтеводопроявлений:

  • Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
  • Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
  • Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
  • Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.
  • Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
  • Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
  • Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
  • Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
  • При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

Абсолютно любое газонефтеводопроявление при неправильных действиях может привести к открытому фонтанированию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

  • Первый работник, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.
  • Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.
  • Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера ТКРС либо ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.
  • Остановить двигатели внутреннего сгорания.
  • Отключить силовые и осветительные линии электропитания.
  • Отключить электроэнергию в загазованной зоне.
  • Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.
  • Прекратить в газоопасной зоне огневые работы, курение, и другие действия, в результате которых возможно искрообразование.
  • Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.п.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.
  • Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.
  • Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны.
  • Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.
  • При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

Методы ликвидации ГНВП

Способ «непрерывного глушения скважины»

При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия в скважине.

В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.

Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то же время и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

Способ «ожидания и утяжеления»

При этом способе после герметизации скважины предварительно утяжеляют необходимый объем жидкости глушения до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят само глушение.

Этот способ весьма опасен, так как всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.

Помимо этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата инструмента.

Способ «двухстадийного глушения скважины»

Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов — стадия вымыва пластового флюида. Затем циркуляцию прекращают, увеличивают плотность раствора глушения и глушат скважину — стадия глушения.

Данный способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его применении создаются наибольшие давления в колонне.

Нежелательным является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления раствора глушения в запасных емкостях.

Способ «двухстадийного, растянутого глушения»

Промывают скважину с противодавлением для очистки жидкости глушения от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего раствора без прекращения циркуляции.

Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.

Способ ступенчатого глушения скважины

Данный способ применяетсяется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.

Предупреждение ГНВП

Сегодня, одной из самых серьезных задач в нефтяной отрасли, является сохранение контроля за скважиной. Статистика за последние годы показывает, что более половины случаев причиной открытых выбросов являются неправильные действия членов бригад. Исходя из этого практика предупреждения ГНВП имеет ряд серьезных недостатков, требующих значительной корректировки.

Причины, объясняющие необходимость направления материальных и интеллектуальных затрат на улучшение практики и технологий предупреждения и ликвидации ГНВП:

  • Защита жизни людей. В условиях открытого фонтанирования жизнь членов бригады бурения, ТКРС, подвергается огромному риску и никакие деньги не могут компенсировать потерю жизни рабочего или инвалидность.
  • Предотвращение потерь полезных ископаемых. Запасы нефти и природного газа на земле ограничены, любая их потеря невосполнима.
  • Защита окружающей среды. Существующий в природе баланс достаточно легко нарушить и любое такое нарушение может иметь значительные по продолжительности и масштабам последствия.
  • Защита материальных ресурсов и оборудования. Цена продуктов топливно-энергетической отрасли во многом зависит от материальных затрат на развитие месторождений. Сюда входят и затраты на бурение, капитальный, подземный ремонт и обслуживание скважин.
  • Предотвращение потерь скважин. Строительство, завершение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин требует значительных материальных вложений. Если на скважине происходит выброс, под угрозой полной потери оказываются миллионы затраченных денег и весь сложный комплекс оборудования скважины.

Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу «Контроль скважины, управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации нефтегазоводопроявлений (способ глушения скважины, метод ожидания утяжеления и т.п.).

Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:

  • Виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;
  • Распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;
  • Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;
  • Списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;
  • Способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков;
  • Режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений;
  • Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;
  • Первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.

Планирование аварийной готовности объекта к возможному возникновению газонефтеводопроявлений следует проводить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к возникновению газонефтеводопроявлений устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием. В бригадах ТКРС обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором, оценкой и корректировкой действий персонала.

Способ ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах

Владельцы патента RU 2261982:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения многолетнемерзлых пород. Технический результат — обеспечение непрерывности аварийно-восстановительных работ в течение всего цикла ликвидации открытого фонтана при минимальных затратах по времени на его ликвидацию. Способ включает отвод флюида, перекрытие фонтана, его задавливание и воздействие на пламя путем орошения охлаждающей жидкостью (ОЖ), например водой. При этом ОЖ струями направляют на устье скважины и орошают его в течение 10-20 минут. После этого струи ОЖ направляют на границу раздела потока газа и горящего пламени и постепенно перемещают их в вертикальном направлении вверх, отрывая пламя от устья и поднимая его с фиксацией высотных отметок через каждые 0,5 метра до высоты, при которой происходит повторное воспламенение (ПВ) потока газа на устье. Затем увеличивают расход ОЖ на 0,02 м 3 /с и повторяют отрыв пламени от устья до высоты, при которой происходит ПВ потока газа на устье. Эти операции повторяют несколько раз, добиваясь стабилизации по высоте ПВ потока газа на устье. Далее струи ОЖ опускают до высоты, равной 2/3 максимальной высоты ПВ потока газа, а одну струю направляют на устье скважины. После этого в освободившейся от тепловой радиации приустьевой зоне размещают натаскиватель и с его помощью на устье скважины наводят противовыбросовое оборудование с отводным патрубком, которое закрепляют на устье. При этом газовый поток направляют через отводной патрубок на безопасную высоту, где вновь происходит его воспламенение. После этого прекращают подачу ОЖ и производят глушение скважины по известной методике. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах.

Из опыта ликвидации открытых горящих фонтанов на нефтегазовых скважинах известно, что первоначально проводятся работы по тушению пламени горящего фонтана и лишь потом приступают к работам по ликвидации открытого фонтана.

Известен способ ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах, включающий отвод флюида, перекрытие фонтана и его задавливание и воздействие на пламя путем орошения охлаждающей жидкостью, например водой [Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов / В.Р.Радковский, Д.В.Рымчук, Ю.Е.Ленкевич, О.А.Блохин. — М.: Недра, 1996. — С.142].

Недостатками этого способа являются недостаточная надежность и безопасность производства работ по ликвидации открытого фонтана при постоянном орошении устья и территории возле устья из-за возникновения густого тумана, приводящего к полной потере видимости и препятствующего непрерывности производства работ, что влечет за собой остановки в процессе аварийно-восстановительных работ, увеличение их продолжительности и стоимости, а также недостаточная надежность и безопасность производства работ после первоначального тушения пламени из-за возможного самовозгорания разлитых на устье и по территории возле устья жидких углеводородов, особенно высока вероятность самовозгорания на газоконденсатных скважинах, что подтверждается опытом ликвидации фонтанов на севере Тюменской области.

Известен способ ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах, включающий отвод флюида, перекрытие фонтана и его задавливание и воздействие на пламя путем орошения охлаждающей жидкостью, например жидким азотом [Патент РФ 2074949].

Недостатками этого способа являются недостаточная надежность и безопасность производства работ по ликвидации открытого фонтана при воздействии на пламя жидким азотом из-за возникновения густого тумана, приводящего к полной потери видимости и препятствующего непрерывности производства работ, что влечет за собой остановки в процессе аварийно-восстановительных работ, увеличение их продолжительности и стоимости, а также из-за возможного самовозгорания разлитых на устье и по территории возле устья жидких углеводородов.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного и безопасного способа ликвидации открытых горящих фонтанов на нефтегазовых скважинах.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении непрерывности аварийно-восстановительных работ в течение всего цикла ликвидации открытого фонтана при минимальных затратах по времени на его ликвидацию.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах, включающем отвод флюида, перекрытие фонтана и его задавливание и воздействие на пламя путем орошения охлаждающей жидкостью, например водой, в отличие от прототипа, охлаждающую жидкость струями направляют на устье скважины и орошают его в течение 10-20 минут, после этого струи охлаждающей жидкости направляют на границу раздела потока газа и горящего пламени и постепенно перемещают их в вертикальном направлении вверх, отрывая пламя от устья и поднимая его с фиксацией высотных отметок через каждые 0,5 метра до высоты, при которой происходит повторное воспламенение потока газа на устье, затем увеличивают расход охлаждающей жидкости на 0,02 м 3 /с и повторяют отрыв пламени от устья до высоты, при которой происходит повторное воспламенение потока газа на устье, эти операции повторяют несколько раз, добиваясь стабилизации по высоте повторного воспламенения потока газа на устье, затем струи охлаждающей жидкости опускают до высоты, равной 2/3 максимальной высоты повторного воспламенения потока газа, а одну струю направляют на устье скважины, после этого в освободившейся от тепловой радиации приустьевой зоне размещают натаскиватель и с его помощью на устье скважины наводят противовыбросовое оборудование с отводным патрубком, которое закрепляют на устье, при этом газовый поток направляют через отводной патрубок на безопасную высоту, где вновь происходит его воспламенение, после этого прекращают подачу охлаждающей жидкости и производят глушение скважины по известной методике.

На фиг.1 показана схема подачи охлаждающей жидкости на устье скважины в начальный момент ликвидации открытого фонтана, на фиг.2 — схема подачи охлаждающей жидкости при отрыве пламени от устья и подъеме его вверх, на фиг.3 — схема наведения противовыбросового оборудования на устье скважины, на фиг.4 — схема размещения противовыбросового оборудования при ликвидации открытого горящего фонтана.

Способ реализуется следующим образом. Первоначально определяют мощность открытого фонтана по известным методикам, например по уравнению определения абсолютно-свободного дебита газа [Г.А.Зотов, З.С.Алиев. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. — М.: Недра, 163 с.].

Вокруг устья 1 скважины с горящим газовым факелом 2 размещают необходимое количество стволов 3, через которые производится подача охлаждающей жидкости. Стволы 3 размещают с наветренной стороны по радиусу (полукругом). Затем в безопасной зоне монтируют натаскиватель 4 с наводимым на устье скважины противовыбросовым оборудованием (ПВО) 5 и отводным патрубком 6.

После этого охлаждающую жидкость струями 7 от стволов 3 направляют на устье 1 скважины и орошают его в течение 10-20 минут. После этого струи 7 охлаждающей жидкости направляют на границу потока газа и горящего пламени и постепенно начинают перемещать их в вертикальном направлении, отрывая пламя от устья 1 и поднимая его вверх с фиксацией высотных отметок через каждые 0,5 метра, например, геофизическими приборами до высоты, при которой происходит повторное воспламенение потока газа на устье 1. Затем увеличивают расход охлаждающей жидкости на 0,02 м 3 /с и повторно направляют струи 7 охлаждающей жидкости на границу раздела потока газа и горящего пламени, отрывают пламя от устья 1 и поднимают до высоты, при которой происходит повторное воспламенение потока газа на устье 1 скважины. Эту операцию повторяют несколько раз, увеличивая расход охлаждающей жидкости ступенчато на 0,02 м 3 /с и фиксируя высоту подъема пламени, добиваясь стабилизации по высоте повторного воспламенения потока газа на устье 1. Найдя максимальную высоту отрыва пламени от устья, при которой происходит повторное воспламенение потока газа на устье 1, струи 7 охлаждающей жидкости опускают на высоту, равную 2/3 максимальной высоты, при которой происходит повторное воспламенение потока газа на устье 1. При этом одну струю 7 охлаждающей жидкости вновь направляют на устье 1 скважины для его орошения и предотвращения возможного самопроизвольного возгорания разлитых углеводородов или неуправляемых газопроявлений из разорванной устьевой обвязки.

В зависимости от мощности открытого фонтана максимальная высота отрыва пламени различна. Как показывает практика, при подъеме пламени на некоторую высоту, разную для разных по мощности фонтанов и при разных погодных условиях, происходит повторное возгорание потока газа на устье скважины и работы по отрыву и подъему пламени начинаются снова.

Пример конкретного выполнения. При ликвидации открытого фонтана на скважине №1715 Северо-Уренгойского месторождения мощностью 10 млн. м 3 /сут. повторное возгорание произошло при подъеме пламени на высоту 4 м. Отрыв пламени от устья 1 и подъем его на эту высоту осуществлялись ступенчато через 0,5 метра сначала двумя стволами 3 с общим расходом охлаждающей жидкости 0,04 м 3 /с, потом расход охлаждающей жидкости увеличивали ступенчато на 0,02 м 3 /с и в конечном итоге отрыв пламени от устья 1 скважины и удержание его на безопасной высоте поддерживались с помощью шести стволов 3 общим расходом охлаждающей жидкости 0,12 м 3 /с. Причем дальнейшее увеличение расхода охлаждающей жидкости за счет увеличения количества стволов до 8-10 и более не оказало какого-либо заметного влияния на высоту, при которой происходит повторное возгорание потока газа на устье 1. Безопасной высотой подъема пламени, при которой не произойдет повторное возгорание потока газа на устье 1, рекомендуется принимать высоту, равную 2/3 максимальной высоты, при которой производится повторное возгорание потока газа на устье 1. При этом, даже зная мощность открытого фонтана и необходимый расход охлаждающей жидкости, необходимо все равно провести несколько отрывов от устья 1 и подъемов пламени с целью нахождения максимальной высоты, при которой происходит повторное возгорание потока газа на устье 1 именно в настоящий момент при текущих погодных условиях, и параметров горения.

После подъема пламени на безопасную высоту в освободившейся от тепловой радиации приустьевой зоне производят подготовку устья 1 скважины к наведению ПВО 5, тракторами затаскивают натаскиватель 4 с размещенным на нем ПВО 5 с отводным патрубком 6. Монтируют и закрепляют на устье 1 ПВО 5. При этом поток газа после наведения на устье ПВО 5 направляют через его внутренние полости и закрепленный на нем отводной патрубок 6 вверх, пламя при кратковременном прекращении поступления газа тухнет, а затем вновь возгорается уже на безопасной высоте, на верхнем торце отводного патрубка 6. После этого подачу охлаждающей жидкости переносят на натаскиватель 4 и наведенное на устье скважины ПВО 5, а затем приступают к глушению скважины по известным методикам [Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов. Справочник / В.Р.Радковский. — М.: Недра, 1996. — С.68-73].

Например, в скважину спускают лифтовые трубы и через них на забой закачивают жидкость глушения соответствующей плотности. При необходимости производится дополнительная блокировка продуктивного пласта от проникновения в него фильтратов бурового или технологического раствора.

Предлагаемый способ ликвидации открытого фонтана на нефтегазовых скважинах более надежен и безопасен по сравнению с традиционными способами ликвидации открытых фонтанов, так как устраняет возникновение тумана и потерю видимости на территории производства работ, обеспечивает более надежное и безопасное производство работ по ликвидации самого фонтана, исключает опасность самовозгорания разлитых на устье и по территории возле устья жидких углеводородов, в частности газового конденсата, что может повлечь за собой гибель людей и разрушение техники и оборудования, снижает потребляемое для орошения территории куста количество воды и другой охлаждающей жидкости.

Как показывает опыт работ по ликвидации фонтанов на севере Тюменской области, вероятность самовозгорания разлитых углеводородов особенно высока на газоконденсатных скважинах.

Способ ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах, включающий отвод флюида, перекрытие фонтана и его задавливание и воздействие на пламя путем орошения охлаждающей жидкостью, например водой, отличающийся тем, что охлаждающую жидкость струями направляют на устье скважины и орошают его в течение 10-20 мин, после этого струи охлаждающей жидкости направляют на границу раздела потока газа и горящего пламени и постепенно перемещают их в вертикальном направлении вверх, отрывая пламя от устья и поднимая его с фиксацией высотных отметок через каждые 0,5 м до высоты, при которой происходит повторное воспламенение потока газа на устье, затем увеличивают расход охлаждающей жидкости на 0,02 м 3 /c и повторяют отрыв пламени от устья до высоты, при которой происходит повторное воспламенение потока газа на устье, эти операции повторяют несколько раз, добиваясь стабилизации по высоте повторного воспламенения потока газа на устье, затем струи охлаждающей жидкости опускают до высоты, равной 2/3 максимальной высоты повторного воспламенения потока газа, а одну струю направляют на устье скважины, после этого в освободившейся от тепловой радиации приустьевой зоне размещают натаскиватель и с его помощью на устье скважины наводят противовыбросовое оборудование с отводным патрубком, которое закрепляют на устье, при этом газовый поток направляют через отводной патрубок на безопасную высоту, где вновь происходит его воспламенение, после этого прекращают подачу охлаждающей жидкости и производят глушение скважины по известной методике.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Ликвидация — открытый фонтан

Ликвидация открытого фонтана с помощью этого приспособления осуществляется в следующем порядке. Патрубок с закрепленной на нем запорной арматурой подтаскивают к устью скважины и одновременно крепят верхний и нижний хомуты соответственно на патрубок и обсадную колонну. После этого хомуты с помощью трактора устанавливают патрубок с открытой задвижкой над устьем фонтанирующей скважины. Далее вращением рукояток 4 подтягивают патрубок с резьбой на нижнем его конце к муфте обсадной колонны. При заходе патрубка в муфту обсадной колонны вращением рукояток 6 навинчивают патрубок с запорной арматурой на обсадную колонну. [2]

Ликвидация открытых фонтанов этим методом осуществляется закачкой задавочной жидкости в поток фонтанирующего газа как через имеющиеся или специально спущенные для этой цели трубы, так и через наклонно направленные скважины, соединенные с фонтанирующей. [3]

Типична ликвидация открытого фонтана на скв. [4]

При ликвидации открытого фонтана без тушения пожара на устье фонтанирующей скважины путем наведения ПВО с помощью канатной оснастки вначале проводятся работы по монтажу канатной оснастки ( рис. 4.10), состоящей из крана 1 или трактора с мачтой, на котором подвешивается траверса 2, один ее конец крепится стропами 3 к раме крана, а на другом конце, на стропах 4 подвешивается заменяемое устьевое оборудование 5 в сборе с отводным патрубком 6 для вывода фонтанирующей струи выше канатной оснастки крана. Четыре конца канатных петель 11 пропускают снизу через отверстия под шпильки в колонном фланце 12 и заводят в соответствующие отверстия под шпильки нижнего фланца заменяемого устьевого оборудования, после чего концы канатных петель скрепляют между собой. [5]

При ликвидации открытого фонтана необходимо постоянно орошать струю фонтана, металлические конструкции платформы в зоне устья скважины ( при наличии куста скважин — и рядом расположенных скважин) водяными струями из стационарных и переносных стволов, находящихся на пожарных судах и МНГС. [6]

Для ликвидации открытых фонтанов с доступным устьем в Тюменской военизированной части Григорьевым Н.И., Уколовым И.А., Глыбча-ком С.С. разработан комплекс специальных устройств и приспособлений. [8]

Для ликвидации открытого фонтана часто пытаются сбрасывать трубы на забой скважины. Этот способ прост, но имеет следующие недостатки: ограниченность применения ввиду опасности нарушения бурильной и обсадной колонн и устьевого оборудования, возможен разрыв пласта, опасен для работающего персонала, исход ликвидации аварии не всегда положителен. [9]

При ликвидации открытого фонтана рабочее место должно быть удоб-яым для производства работ и отвечать безопасным условиям труда работающих. [10]

При ликвидации открытого фонтана рабочее место должно быть удобным для производства работ и отвечать безопасным условиям труда работающих. [11]

Метод ликвидации открытых фонтанов герметизацией устья скважины с последующей задавкой жидкости основан на создании превышения в ней забойного давления над пластовым путем закачки в нее жидкости после-герметизации устья. Применяется он только-в том случае, когда в скважину опущена и надежно зацементирована обсадная колонна. В противном случае после герметизации устья-могут произойти прорывы газа за колонну и возникнуть грифоны. [12]

Метод ликвидации открытых фонтанов созданием пробки в кольцевом пространстве основан на превышении забойного давления в фоцтанирующей скважине над пластовым закачкой в нее жидкости после создания пробки в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными или насос-но-компрессорными трубами ниже места повреждения колонны или между стенками скважины и спущенными в нее трубами ниже интервала возможного разрыва пород давлением газа при глушении фонтана. [13]

Метод ликвидации открытых фонтанов бтводом газа в наклонные скважины можно применять в случае, когда имеются специально пробуренные наклонные скважины или при наличии большого кратера на устье фонтанирующей скважины, заполненной жидкой пульпой, И надежного соединения ( сообщения) ствола фонтанирующей и наклонной скважин выше газового пласта. Метод основан на заполнении ствола фонтанирующей скважины кратерной пульпой при выпуске газа из наклонной скважины. [15]

Ликвидация открытого фонтана

В процессе ликвидации нефтегазового фонтана бывают случаи когда без танковой техники не обойтись. Практика использования танка противофонтанными службами для отстрела аварийного оборудования началась еще со времен СССР. К примеру на самой крупной аварии XX века скважине №37 Тенгиз тоже использовали танк для отстрела превентора, потому что подход к нему для его демонтажа был закрыт обгоревшими металлоконструкциями буровой и был страшный риск возгорания нефти в шахте где находилась вся устьевая компоновка.

Точно сказать не могу чем закончился отстрел превентора на скважине №37 Тенгиз, но ликвидировали аварию 13 месяцев. Жуткая и страшная была авария, несколько жертв, но об этом я расскажу отдельно.

Так вот, применение танка в современных условиях уже не актуально, противофонтанные службы изготавливают у себя в отрядах оборудование для ликвидации открытых фонтанов. Много производителей предлагают специальное, гидравлическое оборудование, к примеру по резке металлоконструкций сейчас хорошо себя зарекомендовали гидравлические ножи, пилы, тросорезы.

И так, для чего чаще всего использовали танк при ликвидации открытого фонтана?

1) Скважина оборудованная фонтанной арматурой (трубной головкой с НКТ);

2) Затруднен подход к устью скважины;

3) Устьевая сборка (превентор) имеет значительные пропуски горящей струи (к примеру между фланцами) и не дает возможности отвернуть шпильки и демонтировать превентор.

Рассмотрим вариант №1 «Скважина оборудованная фонтанной арматурой».

Бывают случаи когда авария происходит на скважинах оборудованными фонтанными арматурами. Здесь проблема возникает в демонтаже фонтанной арматуры.

На схеме выше показаны два часто встречающихся типа фонтанных арматур, это тройникового типа и крестового. Фонтанная арматура это комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины для его герметизации, подвески лифтовых колонн и управления потоками продукции скважины (нефть, газ). Фонтанную арматуру можно разделить на две части: 1) Трубная головка; 2) Фонтанная елка;

Стрелками на схеме показана трубная головка, вот из-за этой, мать ее головки и приходится использовать танковое орудие.

На схеме под №4 показан трубодержатель (мы его еще называем подвесной патрубок) и вот когда необходимо произвести работы по демонтажу трубной головки нам не дает этот самый трубодержатель, потому что на нем висит вся скважинная подвеска труб (встречал до 4000м).

Давайте рассмотрим для примера вымышленный случай.

И так, дежурному в отряд поступает телефонограмма из нефтегазового предприятия, что на скважине №1 месторождения «Пикабу» произошел открытый фонтан. Дежурный по отряду в срочном порядке уведомляет о случившемся командира отряда. Отряд собирается в заданное время и выдвигается на месторождение «Пикабу». По прибытию на скважину два человека при помощи газоанализаторов определяют качественный и количественный состав смесей газов в воздушной среде. Параллельно с нашими работами за пределами опасной зоны организовывается штаб. После замера газа отделение из трех человек выдвигается на устье к аварийной скважине и проводят разведку состояния устья и определяют причину пропуска. Возвращаются и докладывают начальнику штаба: «-товарищ начальник штаба, при обследовании устья аварийной скважины были обнаружены пропуски между фланцами колонной головки и фланцем трубной головки, демонтаж трубной головки невозможен из-за наличия в скважине колонны насосно-комрессорных труб». Начальник штаба краснеет, зажимает руку в кулак, встает из-за стула и произносит: «-вы что бл»ь ох»»ли, мне п»»уй, вам час времени придумать как избавиться от этой всей х»»ни». В такой ситуации у командира отряда только одно предложение «отстрел трубной головки танковым орудием». Начальник штаба дает задание заместителю по снабжению, найти танковую воинскую часть, договориться и через три часа что бы он был здесь. По прибытию танка проводим инструктаж с танкистом и в обязательном порядке делаем макет фонтанной арматуры на деревянном щите. Берем щит 4,0х3,0м рисуем на нем фонтанную арматуру с трубной головкой в масштабе 1:1 и в стороне он отрабатывает на нем огневую задачу.

После того как танкист пристрелялся его ставят на огневую позицию и с криком: «За Мир Дружбу и Противофонтанную службу» танкист наносит свой сокрушительный удар. Фонтанная арматура с трубной головкой улетают за километры в сторону, подвеска из насосно-компрессорных труб отправляется на забой (дно) скважины, либо начинают вылетать со страшной силой из скважины, фланец колонной головки готов для дальнейшей работы. Все, скважину высвободили от колонны труб.

Танкист выпивает боевые 300гр клюквенного морса и с песней «Броня крепка и танки наши быстры» уносится восвояси, оставляя лишь придорожную пыль на лице начальника штаба.

На самом деле, подробно описать такую работу и дня не хватит. Выше я уже писал, что в отрядах работают конструкторские взвода, которые разрабатывают и изготавливают специальное, нестандартное оборудование для ликвидации нефтегазовых фонтанов. Уже есть приспособления для срезки насосно-компрессорных труб через задвижки находящихся на трубной головке, так называемые «гидроножи», это приспособление заменяет применение танковых орудий.

В следующих постах можно поговорить про оборудование применяемое противофонтанными службами для ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

Ознакомьтесь так же:  Срок действия диагностической карты для оформления полиса осаго

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *