авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

Технологические и методологические основы предупреждения и ликвидации газовых фонтанов при эксплуатации и ремонте скважин

-- [ Страница 3 ] --

В третьем разделе приводятся результаты исследований по разработке технологий предотвращения и ликвидации газопроявлений без глушения скважин (замены коренной задвижки под давлением, одновременной замены двух стволовых задвижек под давлением, замены боковых задвижек под давлением, замены элементов задвижек под струей газа, замены пакерующего узла колонной головки в пламени пожара), необходимость которых вызвана изменением геолого-технических условий разработки месторождений, в первую очередь за счет снижения пластового давления до критических величин, не допускающих проведение аварийно-восстановительных работ с глушением скважин и последующим загрязнением ПЗП.

Технология замены коренной задвижки фонтанной арматуры под давлением. На месторождениях Крайнего Севера Западной Сибири более 60 % газовых скважин оснащены фонтанной арматурой, выработавшей свой технический ресурс. Негерметичность задвижек приводит к газопроявлениям, загрязнению углеводородами приустьевой территории и к возможному их возгоранию. При этом происходит невосполнимая потеря ценного сырья.

Применяемая для замены коренных задвижек на Уренгойском месторождении технология (А.В. Кустышев, 1990), основанная на перекрытии ствола скважины глухой пробкой, исключает необходимость глушения скважин, но остается достаточно трудоёмкой по причине использования дополнительных сил и средств (бригад подземного ремонта скважин с инструментами «канатной техники»).

Для повышения эффективности ремонтных работ и снижения их продолжительности разработана технология без глушения скважины. Технология основана на перекрытии ствола трубной головки фонтанной арматуры ниже коренной задвижки пакерующим устройством, помещаемым в ее внутреннюю полость (рисунок 2).

Технология замены коренной задвижки осуществляется с помощью специально разработанного устройства (патент РФ на полезную модель № 18730). Устройство монтируется на верхнем фланце корпуса трубной головки фонтанной арматуры. После этого проводятся спуск в скважину пакера и его установка на глубине, при которой его резиновый уплотнитель полностью разместится в переводной катушке трубной головки. Затем проводится снижение давления в полости задвижек до атмосферного.

а) б) в) г)

а) монтаж устройства; б) спуск и установка пакера; в) демонтаж устройства

с неисправной задвижкой; г) монтаж устройства с исправной задвижкой

1 – переводная катушка трубной головки; 2 – коренная задвижка; 3 – надкоренная задвижка; 4 – пакер; 5 – шток; 6 – стойка с ходовым винтом; 7 – вилка; 8 – адаптер

Рисунок 2 Схема монтажа оборудования при замене коренной задвижки фонтанной арматуры под давлением

После этого проводятся демонтаж устройства (без пакера) с неисправной задвижкой и монтаж узла в сборе с новой задвижкой на верхнем фланце переводной катушки, открытие пакера и его извлечение из скважины. Разработанная технология проста, надежна и технологична, внедрена на ряде газовых месторождений Крайнего Севера. Однако она не позволяет проводить замену одновременно двух задвижек.

Технология одновременной замены двух задвижек (коренной и надкоренной) фонтанной арматуры под давлением. Особенностью этой технологии и отличием ее от предыдущей является возможность замены сразу двух задвижек. Реализация данной технологии возможна при применении специально разработанного оборудования, монтируемого на устье скважины (рисунок 3, заявка РФ № 2008162908).

Суть технологии заключается в следующем. После монтажа корпуса 1 устройства на верхнем фланце буферной задвижки 2 фонтанной арматуры и закрепления на верхнем фланце корпуса 3 трубной головки и нижнем фланце переводной катушки 4 трубной головки при помощи опор четырех штанг 5, соединенных в верхней части с помощью адаптера, проводится спуск в скважину на штоке 6 пакера 7 до глубины, при которой его резиновый уплотнитель полностью разместится в переводной катушке трубной головки, а его корпус будет выступать из переводной катушки. После этого проводятся сжатие резинового уплотнителя пакера и снижение давления в полости задвижек до атмосферного.

Рисунок 3 Схема монтажа оборудования при одновременной замене стволовых задвижек
фонтанной арматуры под давлением

Затем проводятся демонтаж устройства с неисправными задвижками и повторный монтаж его в сборе с новыми. После этого проводятся разжатие


резинового уплотнителя пакера и его извлечение из скважины. Разработанная технология прошла апробацию на Ямбургском месторождении.

Технология замены боковых задвижек трубной головки фонтанной арматуры под давлением. Для замены стволовых и боковых задвижек фонтанной арматуры предложена технология, основанная на применении специальных глухих пробок, устанавливаемых в резьбовых отверстиях корпуса фонтанной арматуры и перекрывающих внутренние полости боковых отводов (патент РФ на полезную модель № 38821). В отличие от аналогов предлагается уравновешивать давления с наружной и внутренней сторон пробки природным газом из ремонтируемой скважины. При этом газ во внутреннюю полость следует подавать через обратный клапан, встроенный в корпус пробки.

Технология замены элементов задвижек фонтанной арматуры под струей газа. При возникновении газопроявлений через один из элементов задвижки фонтанной арматуры (клапан-масленка, обратный клапан и др.) нет необходимости в замене самой задвижки, достаточно провести замену неисправного элемента этой задвижки. Для замены такого элемента разработана технология (совместно с Яковенко Д.Н., патент РФ № 51088), позволяющая проводить работы без глушения скважины, под струей газа. Технология основана на применении специального устройства, обеспечивающего замену неисправного элемента на исправный с помощью перемещения их на траверсе, размещенной на задней крышке корпуса задвижки.

Технология замены пакерующего узла колонной головки в пламени пожара. Для замены вышедшего из строя пакерующего узла колонной головки
(совместно с Кустышевым А.В. и Бакеевым Р.А., патент РФ № 2254440) разработана новая технология, позволяющая проводить замену в пламени пожара негерметичного узла на герметичный путем наведения разрезного пакерующего узла, герметично охватывающего обсадную колонну и плотно садящегося в место посадки в колонной головке.

В четвертом разделе приводятся результаты исследований по разработке комплекса технологий ликвидации открытых газовых фонтанов без тушения пожара (при горящем пламени на устье, с наклоненным устьем, методом орошения, при отсутствии на устье фонтанной арматуры, с отрывом пламени от устья), необходимость которых вызвана особенностями климатических условий Крайнего Севера, обусловленными низкими отрицательными температурами окружающего воздуха и высокой ветровой нагрузкой.

Технология ликвидации открытых газовых фонтанов при горящем пламени на устье. Данная технология индивидуальна для каждого конкретного случая и имеет свои специфические особенности в сложных климатических условиях Крайнего Севера. Общим для всех случаев является то, что на первом этапе проводятся растаскивание сгоревшего оборудования, вышки, металлоконструкций, снятие вышедшей из строя запорной арматуры и установка новой. При этом проводятся охлаждение водой устьевого оборудования, металлоконструкций вокруг скважины и прилегающей территории, орошение струи фонтана с целью снижения интенсивности теплового излучения, тушения очагов горения газового конденсата вокруг устья скважины. На втором этапе проводится непосредственное тушение фонтана, после чего осуществляется глушение скважины.

Указанная технология недостаточно надежна при ликвидации открытых газовых фонтанов, осложненных пожаром. Она не учитывает тот факт, что после первоначального тушения пламени пожара зачастую происходит повторное возгорание разлитых на территории возле устья легких фракций жидких углеводородов. Это может привести к осложнениям в процессе аварийно-восстановительных работ, к увеличению их продолжительности, а также к разрушению оборудования и потенциальному воздействию на обслуживающий персонал. Кроме того, технология применима только в летних условиях. В зимних условиях постоянное орошение кустовой площадки приводит к возникновению паровой завесы (тумана), потере видимости и невозможности проведения дальнейших работ.

Для устранения этого недостатка разработан (совместно с Кустышевым А.В., Бакеевым Р.А. и др., патент РФ № 2231627) новый метод ликвидации открытого фонтана при горящей струе на устье фонтанирующей скважины.

При его реализации проводятся растаскивание сгоревшего оборудования и наведение противовыбросового оборудования (ПВО) на горящее устье скважины с помощью специальных натаскивателей: канатных, гидравлических или шарнирных. При этом проводится охлаждение водой устьевого оборудования и натаскивателя в наиболее взрыво- и пожароопасных местах. После наведения ПВО скважина глушится (рисунок 4).

А, Б, В – точки орошения; 1 – канатный натаскиватель; 2 – траверса;

3 – наводимое устьевое оборудование; 4 – отводной патрубок; стропы;
5 – трактор–тягач; 6 – канатные петли; 7 – устье скважины;
8 – трактор-якорь

Рисунок 4 – Схема наведения запорной арматуры на устье
фонтанирующей скважины в пламени пожара с орошением водой в «три точки»

В процессе экспериментальных исследований было установлено, что радиус видимости объекта (R, м) при орошении устья скважины в процессе тушения пожара является функцией трех основных (переменных) параметров: температуры окружающего воздуха (T, оС), объема подаваемой жидкости (V, м3/с) и скорости ветра (U, м/с):

R = F(T, V, U). (1)

Аппроксимация данных эксперимента методом нелинейного регрессионного анализа позволила получить зависимость (2) в виде произведения двух функций F1 и F2:

R = F(T, V, U) = F1(T, V, U = const) · F2(V, U). (2)

При фиксированных значениях (U = const) первая из указанных функций является квадратичной (по параметрам T и V) и имеет вид:

F1(T, V, U = const) = а0 + а1 T – а2 V – а3 T V + а4 T2 + а5 V2, (3)

где а0,…,а5 – коэффициенты уравнения регрессии.

Вторая функция F2(V, U) является уточняющей, так как с ее помощью корректируются результаты расчета, выполняемые по формуле (3), при условии вариации объема подаваемой через мониторы (лафетные стволы) жидкости и скорости ветра.

Результаты аналитических исследований и промысловых испытаний на полигоне показали, что в окончательном виде функция (1), с учетом уравнений (2) и (3), описывается уравнением (4):

R = (260,0 + 4,564T – 5,547V – 0,023TV + 0,043T2 + 0,036V2) х

х·{[(1,195 + 0,0035V)/81]·U2+ 0,805 – 0,0035·V}. (4)

Таким образом, с учетом данного уравнения (заявка РФ № 2008137192*) можно рассчитать параметры процесса тушения в сложных климатических условиях (до минус 50 °С).

Технология ликвидации открытых газовых фонтанов на скважинах с наклоненным устьем. Нередки случаи, когда в процессе растаскивания металлоконструкций происходит повреждение устья фонтанирующей скважины и оно «наклоняется» под различными углами относительно вертикальной оси скважины. Для таких случаев (совместно с Бакеевым Р.А., заявка РФ
№ 2008142610) разработана технология, позволяющая наводить в пламени пожара на наклоненное устье запорную арматуру. После расчистки устья скважины и получения доступа к устью фонтанирующей скважины осуществляется наведение на устье запорной арматуры в сборе с разъемным колонным фланцем и отводным патрубком, подвешенными на канатной оснастке. При этом запорная арматура наводится на устье под углом, соответствующим углу наклона устья скважины (рисунок 5). Угол наклона формируется за счет применения искривленного отводного патрубка, подвешенного на траверсе канатной техники с помощью системы цепей подвески и цепей оттяжек.

1 наклоненное устье скважины; 2 разъемный фланец; 3 наводимая





запорная арматура; 4 искривленный отводной патрубок; 5 траверса

«канатной техники»

Рисунок 5 – Схема наведения запорной арматуры на наклоненное устье фонтанирующей скважины

Орошение устья скважины, наводимой на устье запорной арматуры и канатной оснастки осуществляется лафетными стволами. После отвода пламени через искривленный отводной патрубок на безопасную высоту проводится глушение скважины с последующими аварийно-восстановительными работами по возвращению скважины в рабочее состояние.

Технология ликвидации открытых газовых фонтанов методом орошения. Для улучшения условий видимости при проведении работ по наведению запорной арматуры на устье горящей фонтанирующей скважины совместно с Гульцевым В.Е. (заявка РФ № 2008111386*) разработана технология, позволяющая уменьшить «густоту» воздушно-водяной завесы или тумана.

По этой технологии орошение устья скважины осуществляется через коллекторы, размещаемые на грузовой стреле канатной оснастки и на ее траверсе (рисунок 6).

При этом коллекторы обеспечивают орошение канатной оснастки, наводимой на устье запорной арматуры и самого устья фонтанирующей скважины.

1 устье скважины; 2 ПВО; 3 отводной патрубок; 4 канатный
натаскиватель; 5 трактор-якорь; 6 трактор-тягач; 7 траверса;
8 канатные петли; 9 пожарная машина;10 гибкие шланги высокого давления

Рисунок 6 – Схема наведения запорной арматуры на устье фонтанирующей скважины путем орошения через коллекторы

Технология ликвидации открытых газовых фонтанов при отсутствии на устье фонтанной арматуры. Нередки случаи, когда в процессе ликвидации открытого фонтана невозможно навести на устье запорную арматуру. Тогда можно воспользоваться технологией наведения на фонтанирующую струю только отводной трубы. При этом, в зависимости от высоты выхода обсадных колонн на устье скважины, регулируется и высота размещения отводной трубы. После наведения трубы на устье фонтанирующей скважины и отвода пламени можно приступать к аварийно-восстановительным работам.

Технология ликвидации горящих газовых фонтанов с отрывом пламени от устья (совместно с Сизовым О.В. и Кустышевым А.В., патент РФ № 2261982). Для повышения пожаробезопасности аварийно-восстановительных работ разработана новая технология ликвидации открытых газовых фонтанов после отрыва пламени от устья с помощью лафетных стволов и подъема его на высоту, безопасную для работы аварийно-восстановительных формирований (рисунок 7).

1 устье фонтанирующей скважины; 2 пламя пожара; 3 лафетные стволы; 4 наводимая запорная арматура; 5 отводной патрубок;
6 – натаскиватель; 7 струи охлаждающей жидкости

Рисунок 7 Схема наведения запорной арматуры на устье фонтанирующей скважины после отрыва пламени от устья

Были проведены экспериментальные промысловые испытания предлагаемой технологии на учебном полигоне Уренгойского месторождения. Вокруг устья скважины с горящим газовым факелом размещалось расчетное количество лафетных стволов, через которые подавалась технологическая жидкость. Лафетные стволы размещались с наветренной стороны сектором, размеры которого и количество в нем лафетных стволов определялись аналитическим путем и проверялись экспериментально на стадии поисковых экспериментов. В безопасной зоне монтировался натаскиватель с ПВО. Охлаждающая жидкость с помощью мониторов направлялась на устье скважины и орошала его в течение технологически расчетного времени (10…20 мин). Затем струи охлаждающей жидкости из лафетных стволов направлялись на границу зоны горящего пламени. Постепенно перемещая фронт струи вверх, отрывали пламя от устья скважины, создавая достаточную безопасную рабочую зону вокруг устья скважины.

После отрыва пламени натаскиватель подавался к устью скважины и с его помощью за расчетный период времени на устье монтировалось ПВО. В результате струя газа из скважины направлялась по отводному патрубку, установленному на ПВО, то есть обеспечивалась безопасная работа обслуживающего персонала в рабочей зоне у устья. После наведения ПВО на устье охлаждающая жидкость направлялась на натаскиватель и смонтированное на устье скважины ПВО, а затем осуществлялось глушение скважины подачей через лифтовую колонну жидкости глушения по рекомендуемым для данной ситуации технологиям.

В процессе экспериментальных исследований было установлено, что безопасная высота отрыва пламени (H, м) является функцией трех основных (переменных) параметров: дебита фонтанирующей скважины (Q, млн м3/сут), количества лафетов (n, шт.) и расстояния от устья скважины до лафета (l, м):

H = f (Q, n, l). (5)

После подстановки экспериментальных данных функция (5) преобразуется в следующую зависимость:

H = – 22,9 – 17 Q + 1,73 n + 3,23 l + 12 Q 2 – 0,1 n 2 – 0,1 l 2. (6)

Формула (6) позволяет определять максимальное расчетное значение высоты отрыва пламени от устья. Например, при дебите 0,7 млн м3/сут, наличии на устье 6 лафетов и при размещении их от устья на расстоянии 20 м безопасная высота отрыва пламени составляет 3,3 м.

Для определения возможности отрыва пламени от устья была разработана специальная методика. Она предусматривает в качестве основного условия, обеспечивающего отрыв горящей газовой струи с помощью лафетов, выполнение следующего неравенства:

Nв· n· K Nг, (7)

где Nв – мощность, передаваемая струей воды из одного лафета, общее число которых n; Nг – мощность газовой струи; К – коэффициент, значение которого определяется на основе экспериментов. При этом мощность, передаваемая струей воды, рассчитывается по формуле

, (8)

где Pм сила давления струи одного лафета, МПа; Vв – скорость водяной струи, равная в данном случае 54,2 м/с; F – орошаемая площадь, м2.

Например, при дебите 800 тыс. м3/сут, наличии 6 лафетов, расположенных по кругу с расстоянием до устья 20 м, скорости ветра 15 м/с уравнение (8) примет вид

Nв = (24,84 – 0,364 L) F (2·54,2 + 2·67,6 + 2·41,9) =

= (24,84 – 0,364· L)· F ·327,4. (9)

Результаты расчетов подтвердили экспериментальные данные о невозможности в данном случае отрыва пламени от устья. При размещении лафетов сектором с наветренной стороны расчеты по уравнению (10) доказали возможность отрыва пламени, что подтвердил данный эксперимент. При этом уравнение (9) имеет вид

Nв = (24,84 – 0,364 L) F (2·54,2 + 2·64,2 + 2·68,6) =

= (24,84 – 0,364 L) F * 374. (10)

Предлагаемые технологии были применены при ликвидации газопроявлений и открытых газовых фонтанов на месторождениях Крайнего Севера.

Основное отличие разработанных методов ликвидации открытых фонтанов без тушения пламени пожара заключается в обеспечении восстановления скважин и последующего (повторного) ввода их в эксплуатацию, а не в ликвидации их, как это практикуется за рубежом. Если не удается восстановить и пустить скважину в эксплуатацию, то ликвидацию такой скважины осуществляют по технологиям (патенты РФ № 2222687 и № 2225500), позволяющим в дальнейшем осуществить на скважине ремонтно-восстановительные работы и попытаться повторно пустить ее в эксплуатацию.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |
 

Похожие работы:










 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.