способ ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах

Формула изобретения

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 м³/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.

Описание изобретения к патенту

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 м³ /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 м³/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 м³/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. м³/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 м³/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 м³/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.