Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор существующих методов и технологий предупреждения газопроявлений и ликвидации аварийного фонтанирования газовых скважин 11
1.1 Методы и технологии предупреждения газоводонефтепроявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин 11
1.2 Причины возникновения газоводонефтепроявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин 14
1.3 Причины аварийного фонтанирования скважин 20
Выводы по главе 1 29
2 Анализ работ по строительству, эксплуатации и ремонту газовых скважин бованенковского месторождения при наличии высокольдистых мерзлых пород 31
2.1 Геологические характеристики залежей Бованенковского месторождения 31
2.2 Особенности конструкции газовых скважин Бованенковского месторождения 40
2.3 Опыт проведения работ по ликвидации межколонных газопроявлений при строительстве газовых скважин Бованенковского месторождения 49
2.4 Состояние работ по ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров на месторождениях Крайнего Севера 83
Выводы по главе 2 105
3 Технические решения по обеспечению пожарной и фонтанной безопасности при строительстве, эксплуатации и ремонту газовых скважин 108
3.1 Технология заканчивания скважины на обустроенном кусте 108
3.2 Технология заканчивания скважины в процессе опережающего строительства 110
3.3 Технология консервации скважины 112
3.4 Технология освоения скважины 117
3.5 Технология эксплуатации скважины 118
3.6 Технология эксплуатации скважины с межколонными газопроявлениями 127
3.7 Технология ликвидации межколонных газопроявлений путем закачивания в межколонное пространство герметизирующей композиции 130
3.8 Технология ликвидации межколонных газопроявлений путем одновременной замены двух задвижек фонтанной арматуры под давлением 133
3.9 Технология удаления фонтанной арматуры с устья фонтанирующей скважины и ликвидации открытого фонтана на газовой скважине 135
3.10 Технология ликвидации открытого газового фонтана принудительным орошением устья фонтанирующей скважины и наводимого оборудования 140
3.11 Технология ликвидации открытого газового фонтана на скважине с искривленным устьем 141
Выводы по главе 3 143
4 Экономическая оценка эффективности разработанных технологических решений 144
Выводы по главе 4 145
Основные выводы и рекомендации 146
Перечень сокращений и условных обозначений 148
Библиографический список использованной
Литературы
- Причины возникновения газоводонефтепроявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин
- Особенности конструкции газовых скважин Бованенковского месторождения
- Технология заканчивания скважины в процессе опережающего строительства
- Технология удаления фонтанной арматуры с устья фонтанирующей скважины и ликвидации открытого фонтана на газовой скважине
Введение к работе
Актуальность работы. Дальнейшее развитие газовой промышленности России требует введения в разработку новых газовых месторождений. Основным газодобывающим регионом в настоящее время является Западная Сибирь, где сосредоточена большая часть запасов природного газа. Для увеличения добычи газа в ближайшей перспективе потребуется введение в разработку месторождений, расположенных на полуострове Ямал. Продуктивные горизонты месторождений данного нефтегазоносного района имеют сложное геологическое строение, а для некоторых газоконденсатных залежей, приуроченных к отложениям неокома и юры, характерны аномально высокие пластовые давления (АВПД) и пластовые температуры, превышающие 100 С. Особое место среди месторождений Ямала занимает Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), расположенное в центральной части полуострова Ямал, на территории Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.
Территория Бованенковского НГКМ представлена разрезом пород, сложенных из большого количества многолетнемерзлых пород (ММП). Сплошность мерзлых толщ нарушается с поверхности несквозными таликами, а по разрезу - линзами криопэгов и охлажденными грунтами. Криогенная толща в пределах месторождения имеет двухъярусное строение - с высокольдистыми мерзлыми породами в верхнем ярусе и охлажденными породами в нижнем. Мощность криолитозоны изменяется от 150 (под крупными озерами и реками) до 320 м в зависимости от геоморфологического уровня, состава, строения и свойств мерзлых грунтов. Сложные геокриологические условия месторождения затрудняют освоение Бованенковского НГКМ, особенно с точки зрения промышленной, пожарной и экологической безопасности. Поэтому актуальность проблемы фонтанной и пожарной безопасности для разбуриваемых и эксплуатируемых скважин несомненна, она является ключевой позицией при предотвращении возможных экологических катастроф.
Цель работы - усовершенствование технических средств, технологий при проведении работ по предупреждению и ликвидации газоводонефтепрояв-
4 лений, инцидентов и открытых фонтанов на газовых скважинах, обеспечивающих пожарную и фонтанную безопасность в процессе их строительства, эксплуатации и ремонта.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие
основные задачи:
1. Установление основополагающих факторов и анализ причин, влияю
щих на возникновение газопроявлений в процессе строительства и эксплуата
ции газовых скважин на месторождениях полуострова Ямал;
2. Усовершенствование используемых и создание новых технических
средств, технологий, обеспечивающих пожарную и фонтанную безопасность
при строительстве и эксплуатации газовых скважин, при ликвидации открытых
газовых фонтанов;
-
Разработка составов жидкостей для проведения технологических операций, а также композиций на их основе для аварийного глушения газовых скважин, ликвидации газоводонефтепроявлений и газовых фонтанов;
-
Оценка эффективности применения разработанных новых и усовершенствованных технических средств и технологий в процессе производства работ на промыслах газового комплекса.
Методы решения поставленных задач
В работе использованы современные теоретические и экспериментальные методы исследования, математическое моделирование физических процессов, использован метод регрессивного анализа для определения резки устьевого оборудования и количества стержней при изменении температуры и длины стержня.
Научная новизна результатов работы
1. Основными установленными факторами явились: температура мерзлых пород, удаленность территории, климатические условия и др., существенно влияющие на возникновение газопроявлений в процессе строительства и эксплуатации газовых скважин при наличии высокольдистых мерзлых пород, учет которых необходим для предотвращения и ликвидации открытого газового фонтана и пожара в экстремальных условиях полуострова Ямал.
2. Разработан новый способ удаления с устья фонтанирующей скважины
устьевого оборудования методом дистанционной плазменной резки и ликвида
ции открытого фонтана на газовых скважинах, расположенных в удаленных
труднодоступных районах полуострова Ямал.
3. Впервые установлена зависимость длины металлического стержня-
электрода от продолжительности резки и температуры окружающего воздуха,
позволившая выбрать оптимальный режим плазменной резки при удалении
устьевого оборудования с устья фонтанирующей скважины.
Предмет исследований – технологии предотвращения и ликвидации газопроявлений и открытых газовых фонтанов при строительстве и эксплуатации газовых скважин, расположенных в высокольдистых мерзлых породах месторождений полуострова Ямал.
На защиту выносятся:
-
Технологии предотвращения и ликвидации газопроявлений на газовых скважинах, расположенных в высокольдистых мерзлых породах, а также мониторинга межколонных газопроявлений;
-
Технологии удаления с устья фонтанирующей скважины устьевого оборудования и ликвидации открытого газового фонтана на газовых скважинах, расположенных в районах с наличием в разрезе высокольдистых мерзлых пород;
-
Составы технологических жидкостей и композиций для ликвидации газопроявлений и аварийного глушения открытого газового фонтана;
-
Технические средства для ликвидации газопроявлений и открытого газового фонтана.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Содержание диссертационного исследования соответствует паспорту научной специальности 05.26.03 – Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс), а именно п. 6 «Исследование и разработка средств и методов, обеспечивающих снижение пожарной и промышленной опасности технологических процессов, предупреждение пожаров и аварий, тушения пожаров».
Практическая ценность результатов работы
1. С целью обеспечения пожарной и промышленной безопасности на
уровне изобретений усовершенствованы следующие технологии предотвраще
ния, ликвидации газоводонефтепроявлений, а также открытых газовых фонта
нов и возгораний на строящихся и эксплуатируемых скважинах:
технология предотвращения газопроявлений в процессе строительства газовых скважин (патент РФ № 143017);
технология ликвидации газопроявлений путем закачивания изолирующих композиций с устья газопроявляющей скважины в межколонное пространство (МКП) (патенты РФ № 2373377, № 113781);
технология ликвидации газопроявлений путем проведения работ по одновременной смене двух негерметичных коренных задвижек елки фонтанной арматуры (ФА);
технология ликвидации газопроявлений путем переобвязки устья в процессе заканчивания скважины (патенты РФ № 2438007, № 2442877);
технология эксплуатации газовых скважин при наличии газопроявлений за счет реконструкции устьевой обвязки, обеспечивающей снижение межколонного давления (МКД) путем выпуска газа из МКП через факельный отвод (патент РФ № 111578);
технология удаления устьевого оборудования с устья фонтанирующей скважины в пламени пожара под горящей струей газа (патент РФ № 2493356);
технология ликвидации открытого газового фонтана путем принудительного орошения устья с помощью водяного коллектора (патенты РФ № 2344704, № 2369723, № 75868);
технология ликвидации открытого газового фонтана на искривленном устье (патенты РФ № 2386789, № 81252, № 81521).
Предложенные технологические решения позволяют повысить успешность работ при проведении профилактических работ в области пожарной и промышленной безопасности, а также при производстве аварийно-восстановительных работ на 25…30 % при уменьшении временных затрат на 15…25 %.
2. Проведены исследования и представлены новые изолирующие компо
зиции для устранения газоводонефтепроявлений (на основе «микродура», «сай-
7 пана») и жидкостей на их основе для аварийного глушения фонтанирующих газовых скважин (на основе водометанольного раствора). Применение представленных композиций позволяет сохранить продуктивные горизонты после проведения ремонтно-изоляционных работ и снизить кольматацию призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) на 25…50 %.
-
Разработано техническое средство для ликвидации открытых газовых фонтанов (патент № 121292). Экспериментально доказана возможность дистанционного отрезания устьевого оборудования под пламенем пожара плазменной резкой с последующим удалением оборудования с устья;
-
Выполненные исследования явились основой для разработки двух нормативных документов (СТО Севернефтегазпром 001-2007 «Руководство по эксплуатации сеноманских газовых скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на Южно-Русском месторождении», СТО Газпром добыча Надым 116-2013 «Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым»»), которые применяются при строительстве и эксплуатации газовых скважин.
Результаты исследований используются в учебном процессе на курсе «Аварии, осложнения и фонтаноопасность при ремонте скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета.
Апробация результатов работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Межрегиональных научно-технических конференциях с международным участием «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2008, 2010 гг.); научно-практической конференции «Инновационные технологии для нефтегазового комплекса» (г. Тюмень, 2010 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Научно-техническое творчество и новаторство: тенденции и перспективы» (г. Тюмень, 2011 г.); XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаз «Проблемы развития газовой промышленности Сибири» (г. Тюмень, 2012 г.); Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения
8 надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013 г.); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2013 г.); научных семинарах кафедр «Ремонт и восстановление скважин» и «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2008-2014 гг.), а также на учениях по обеспечению противофонтан-ной безопасности (г. Новый Уренгой, 2006, 2008 гг.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 22 научных трудах, в том числе в 10 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 9 патентов на изобретения и полезные модели.
Структура и объем работы
Причины возникновения газоводонефтепроявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин
При производстве работ по строительству, эксплуатации и капитальном ремонте скважин часто возникают осложнения, связанные с газоводонефтепроявлениями, которые могут привести к более тяжелым последствиям, перерасти в аварию или даже в открытый фонтан. Низкая квалификация персонала и неправильные действия могут быть причиной ликвидации части ствола или всей скважины в целом (Приложение А).
При вскрытии продуктивного горизонта происходит попадание газа в буровой раствор, тем самым производя газирование раствора, что резко изменяет его параметры: снижается плотность, увеличивается условная вязкость, изменяются реологические параметры раствора, такие как динамическое и статическое напряжения сдвига, пластическая вязкость и так далее. При низкой вязкости бурового раствора происходит насыщение газом, и раствор начинает пузыриться, это напоминает кипение на устье скважины. Чтобы избежать процесса насыщения бурового раствора газом из продуктивного горизонта необходимо производить промывку скважин с дегазацией забойной пачки не менее полутора циклов, а также постараться избежать непредвиденных остановок при производстве работ. Первыми признаками являются повышенные газопоказания в буровом растворе, а также увеличение объема раствора в приемной ёмкости или уменьшение объёма долива скважины от расчётного [16 - 20]. В ходе строительства скважины, если не следить за параметрами бурового раствора, в частности удельного веса, может произойти поступление пластового флюида в раствор, тем самым создав газацию. Если вовремя не отреагировать и не принять меры по увеличению плотности бурового раствора, можно получить репрессию на продуктивный горизонт, и исходя из проницаемости пласта получим резкое или плавное поступление газа в буровой раствор, что может привести к переливу, а также дальнейшему фонтанированию скважины. В работе [12] систематизированы причины снижения депрессии на пласты, которые могут привести к газонефтеводопроявлениям и открытым фонтанам. Это все - следствия снижения плотности бурового раствора.
Недостаточная изученность геологического разреза разбуриваемой залежи при вскрытии пластов с АВПД и использование недостоверных данных при выборе программы промывки и параметров бурового раствора чаще всего приводят к газоводонефтепроявлениям. Это происходит на малоизученных месторождениях при производстве разведочных и поисково-оценочных работ. Так как данные из первых разведочных скважин могут давать примерные характеристики продуктивных пластов и глубину их залегания, гидростатическое давление может быть недостаточным для проводки ствола скважины с соблюдением норм и правил для предупреждения ГНВП. Вся регламентирующая и проектная документация предусматривает соблюдение всех параметров и реологических свойств буровых растворов для обеспечения безаварийной проводки ствола скважины и обеспечения гидростатического давления на продуктивный пласт при производстве работ при спускоподъемных операциях. При производстве работ происходит недолив скважины, что снижает гидростатическое давление на продуктивный горизонт и приводит к выходу пластового флюида и газовой пачки в ствол скважины. И в дальнейшем, если не произведены оперативные работы по вымыву забойной пачки и приведению в соответствие бурового раствора, это способствует появлению газоводонефтепроявлений. Если проектом не были учтены фактические параметры пласта, то возникают проблемы, связанные с количеством завезенных химреагентов и их составами. Это наблюдается на отдаленных труднодоступных поисково-разведочных скважинах, где отсутствуют развитая инфраструктура, круглогодичное дорожное сообщение и возникают проблемы по завозу химреагентов и техники для приготовления бурового раствора или для выравнивания его параметров [21, 22].
При возникновении осложнений, для устранения которых требуются установки цементных мостов и забуривание нового ствола скважины, происходит так называемое сваривание бурового раствора, из-за чего происходит возрастание вязкости, водоотдачи и т.д. Вследствие попадания цемента в раствор происходит резкое ухудшение параметров самого раствора. Для приведения в норму параметров бурового раствора необходимо приготовить новый раствор. Обычно раствор просто дорабатывают, чтобы не тратить время на приготовление нового. Зачастую это приводит к ГНВП, так как происходит репрессия на продуктивный горизонт, и если вовремя не произвести работы по восстановлению параметров бурового раствора, можно получить и выброс.
В процессе строительства скважин также возникают случаи прихвата инструмента, которые ликвидируют путем установки нефтяных ванн. При установке так называемой ванны происходит снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт, что приводит к поступлению пластового флюида в скважину и может послужить причиной ГНВП. Поэтому необходимо очень осторожно подходить к данной процедуре и обратить особое внимание на компоновку запорной арматуры, в частности на исправность ПВО, наличие запасного раствора техники для глушения, исправность верхнего силового привода либо наличие ведущей трубы в роторе для создания вращающего момента при расхаживании колонны бурильных труб. Также особое внимание необходимо уделять уровню промывочной жидкости и объёму долива скважины, при его уменьшении возможно ГНВП, а уменьшение может произойти из-за поглощения бурового раствора при бурении или гидроразрыве пласта из-за несоблюдения параметров бурения и параметров промывочной жидкости. Для соблюдения и выполнения всех мер безопасности и недопущения возникновения ГНВП весь персонал должен пройти обучение по управлению скважинами при ГНВП в специальных учебных центрах, т.к. зачастую при возникновении инцидентов и аварий основной причиной является человеческий фактор.
Газ способен поступать в буровой раствор в результате обвала газосодержащих глинистых пород, которые при их разбуривании могут привести к снижению плотности выходящего бурового раствора, например, на скв. № 12 Таркосалинского месторождения плотность раствора снизилась с 2300 до 1000 кг/м [12].
Влияние диффузии газа зависит от его концентрации в буровом растворе. Чаще всего ее влияние на концентрацию газа в буровом растворе при малых количествах его поступления возможно при наличии поровых каналов, не превышающих 1 мкм. Капиллярные перетоки способны вытеснять флюид в виде газа или жидкости в скважину только при малых поровых каналах, при каналах более 1 мкм происходит оттеснение фильтратом бурового раствора, так как капиллярные силы малы. При вертикальной трещиноватости с раскрытостью трещин более 2 мм и высокой проницаемостью горных пород возможно гравитационное замещение «скважина - пласт», «пластовый флюид - фильтрат бурового раствора (ФБР)» при равенстве пластового и забойного давлений. Влияние осмоса как односторонней диффузии через фильтрационную корку пластового флюида в скважину, как правило, не приводит к значительному увеличению газосодержания, но при большой разнице концентрации солей переток возможен из-за того, что нет равновесия в системе (температура, давление, концентрация).
Особенности конструкции газовых скважин Бованенковского месторождения
Таким образом, в результате опытно-промышленных испытаний бурового раствора на основе карбамида при бурении скважины № 4404 Бованенковского НГКМ установлено следующее: - применение амидного бурового раствора позволяет исключить сальникообразование на инструменте при бурении и проработке ствола скважины в интервалах спуска кондуктора и технической колонны; - интенсивность наработки раствора уменьшается, при этом более чем в 3 раза снизился расход разжижающих добавок (ФХЛС, ТПФН); - общая продолжительность строительства скважины уменьшилась в среднем на 1... 2 сут. Вместе с этим по результатам бурения необходимо отметить существенное увеличение расхода крупнотоннажных материалов (за счет применения карбамида) и отсутствие влияния амидного раствора на качество сцепления тампонажного камня с породой и колонной.
Окончательную оценку применения амидного бурового раствора можно провести по результатам бурения нескольких скважин с повторным использованием раствора и анализом качества крепления скважин (при наличии или отсутствии межколонных давлений).
На ряде скважин были проведены опытно-промысловые работы по цементированию направлений и кондукторов с применением тампонажного цемента CemFrost (кусты №№ 35, 36, 43, 44, 54). Первоначально на скважинах было осуществлено цементирование трех направлений и трех кондукторов тампонажным раствором плотностью 1800... 1820 кг/м на основе CemFrost (в нижнем интервале) и облегченным раствором на основе проектной смеси облегченного расширяющегося тампонажного цемента (ЦТРО) для интервалов ММП (в верхнем интервале). В дальнейшем с целью оптимизации технологии цементирования за счет применения одного состава раствора пониженной плотности по всему интервалу затрубного пространства цементирование колонн проводилось растворами на основе CemFrost только с плотностью 1700 кг/м3. С этой целью на месторождении в стандартный состав CemFrost дополнительно вводились алюмосиликатные микросферы (АСМ).
Поэтому цементирование последующих четырех направлений и двух кондукторов было проведено тампонажными растворами плотностью 1700 кг/м с использованием указанной модифицированной смеси.
Анализ результатов крепления показал, что при цементировании направлений с использованием тампонажного цемента CemFrost коэффициенты качества сцепления камня с колонной (Кк) и породой (Кп) в целом ниже средних значений по кусту, полученных с использованием проектных цементов: ЦТРО и цемента тампонажного расширяющегося стабилизированного (ЦТРС), в особенности это касается показателя Кп - на скважинах №№ 3504, 3505, 3608, 4308, 5402 контакт тампонажного камня с породой отсутствует.
Исключениями являются скважины №№ 3504 и 3608, на которых качество сцепления тампонажного камня с колонной выше средних значений по кустам №№ 35 и 36.
Показатели качества цементирования с использованием тампонажного раствора плотностью 1700 кг/м3 на основе цемента CemFrost ниже соответствующих характеристик по качеству сцепления с колонной и породой, полученных с применением аналогичного состава плотностью 1820 кг/м . Результаты крепления кондукторов по скважинам показали, что при цементировании с использованием тампонажного цемента CemFrost качество сцепления камня с колонной в целом сопоставимо с аналогичным показателем, полученным при использовании проектных цементов ЦТРО и ЦТРС. При этом, однако, качество сцепления тампонажного камня с породой, как и в случае цементирования направлений, ниже средних значений по кусту.
Наиболее низкие значения показателей качества сцепления тампонажного камня с породой получены в случае использования тампонажного раствора плотностью 1700 кг/м3 на основе цемента CemFrost.
Согласно анализу данных ГГКЦ, степень заполнения цементом в интервалах размещения тампонажных растворов на основе CemFrost в среднем сопоставима с аналогичными показателями, полученными в случае использования проектных цементов.
Проведенные опытно-промысловые работы по цементированию направлений, кондукторов и промежуточных колонн в эксплуатационных газовых скважинах Бованенковского НГКМ с применением сухой тампонажной смеси ГранЦЕМ-7 показали, что при цементировании направлений с использованием сухой тампонажной смеси ГранЦЕМ-7 + 0,43 водного раствора хлорида кальция (СаС12) (1015 кг/м3) коэффициенты качества сцепления камня с колонной Кк и Кп в целом ниже средних значений по кусту, полученных с использованием проектных цементов ЦТРО и ЦТРС.
В случаях использования ГранЦЕМ-7 отмечаются минимальные значения коэффициентов сцепления тампонажного камня с породой, что может быть объяснено либо недостаточной прочностью тампонажного камня, либо низкими степенями удаления бурового раствора и очистки ствола скважины. Однако, исходя из данных лабораторных испытаний, согласно которым прочностные характеристики составов на основе ГранЦЕМ-7 превосходят аналогичные показатели стандартных цементов, в качестве основной причины недостаточного сцепления тампонажного камня с породой видится неполное удаление промывочной жидкости.
Увеличение содержания ускорителя (хлористого кальция) может способствовать дальнейшему увеличению прочности тампонажного камня на основе ГраЦЕМ-7, однако в данном случае увеличивается риск растепления слоев ММП и газовых гидратов в следствие увеличения теплоты гидратации таких составов. Следовательно, использование более концентрированных растворов хлористого кальция в качестве жидкости затворения не является целесообразным.
Вместе с тем следует отметить, что при цементировании кондукторов с использованием сухой смеси ГранЦЕМ-7 отмечается более однородное заполнение заколонного пространства тампонажным камнем. По данным ГГКЦ, полное заполнение в скв. № 5706 составляет 33,4 %, в скв. № 5707 составляет 81,6 % при среднем значении 29,1 % в скважинах по проектной технологии.
Технология заканчивания скважины в процессе опережающего строительства
Оптимальным расстоянием между устьями по технологическому удобству в обслуживании и ремонту скважин на ограниченных по размерам кустовых площадках является расстояние в интервале от 10 до 15 м, а между батареями из условия обеспечения противофонтанной и пожарной безопасности - в интервале от 30 до 60 м.
Это связано с тем, что для удобства проведения ремонтных работ на скважинах струны фонтанной арматуры располагают параллельно линии размещения скважин на кустовой площадке. Тогда подъемный агрегат будет находиться с одной стороны устья, а приемные мостки, стеллажи с лифтовыми трубами и другое необходимое для ремонта скважин оборудование будет располагаться с другой стороны.
В условиях наличия многолетнемерзлых пород для уменьшения теплового воздействия от движения по трубам газа или технологических жидкостей и связанного с этим возможным растеплением мерзлых пород все трубопроводы (выкидная, факельная, врезная и другие линии, газосборный коллектор) располагают над землей. При таком размещении трубопроводов для расстановки возле устья скважин подъемного агрегата и другого оборудования, чтобы не повредить трубопроводы при маневрировании, необходимо минимальное расстояние между струнами фонтанных арматур соседних скважин, равное ширине подъемного агрегата плюс 0,5 м с обеих сторон. При ширине подъемного агрегата 6 м минимальное расстояние между струнами фонтанных арматур соседних скважин будет 7 м.
С учетом длины струн фонтанных арматур соседних скважин, равных в данном случае 3 м каждая, минимальное расстояние между устьями должно составлять не менее 13 м. Если принять во внимание, что перед ремонтом скважины можно произвести демонтаж фонтанной арматуры на ремонтируемой скважине с помощью автокрана, тогда минимальное расстояние между устьями составит 10 м (13 - 3 = 10), достаточное для проезда подъемного агрегата.
Выкидные линии 13 размещены перпендикулярно оси скважин 1, одним концом они присоединены к межструнным перемычкам 17, а другим - к газосборному коллектору 5. Выкидные линии 13 парных скважин 2 закреплены на одном общем якорном устройстве 19.
Факельная линия 4 присоединена к выкидной линии 13 через врезную линию 20 и направлена в противоположную сторону от газосборного коллектора 5. В месте соединения врезной линии 20 с выкидной линией 13 размещена отсекающая задвижка 21. Факельная линия 4 снабжена узлом задвижек 22 и байпасом 23, на котором размещена измерительная установка 24. На конце факельной линии 4 установлено факельное устройство 25.
Кустовая обвязка газовых скважин работает следующим образом. Газ из пласта по лифтовой колонне, резервной струне 12 фонтанной елки 10, выкидной линии 13, врезной линии 20 и факельной линии 4 поступает на факельное устройство 25, где происходит сжигание газа в процессе освоения, отработки и вывода скважины на рабочий режим. При этом задвижка 26 на рабочей струне 11 фонтанной елки 10, задвижка 18 на межструнной перемычке 17, задвижка 27 на боковом резервном отводе 9 трубной головки 7 и задвижка 28 на выкидной линии 13, расположенной после места присоединения к ней врезной линии 20, закрыты.
После вывода скважины на рабочий режим открывают задвижки до и после байпаса 23, закрывают задвижку 29 на факельной линии 4 и газ направляют через измерительную установку 24 для проведения газодинамических исследований и отбора проб твердой и жидкой фаз, находящихся в газовом потоке. В случае проведения газодинамических исследований без выпуска газа в атмосферу (в газопровод) между факельной линией 4 и газосборным коллектором 5 выполнена межфакельная перемычка 30 с размещенной на ней отсекающей задвижкой 31. В процессе газодинамических исследований газовый поток, выходящий из измерительной установки 24, направляется через межфакельную перемычку 30 в газосборный коллектор 5 и не сжигается на факельном устройстве 25.
После окончания исследований скважины закрывают задвижки до и после байпаса 23, закрывают задвижку 21 на врезной линии 20, задвижку 32 на резервной струне 12 фонтанной елки 10 и открывают задвижку 26 на рабочей струне 11 фонтанной елки 10, задвижку 18 на межструнной перемычке 17, задвижку 28 на выкидной линии 13. Газ из пласта направляют по газосборному коллектору 5 на установку комплексной подготовки газа.
Движение газа по рабочей струне 11 и межструнной перемычке в процессе эксплуатации скважины позволяет постоянно поддерживать всю фонтанную елку 10 в режиме положительных температур, что предотвращает возможное гидратообразование в фонтанной елке, особенно в районе резервной струны 12. Асимметричное расположение отсекающей задвижки 18 на межструнной перемычке 17, вблизи места соединения межструнной перемычки 17 с резервной струной 12 фонтанной елки 10, предотвращает образование гидратноледяных, песчаных и водяных пробок в интервале между отсекающей задвижкой 18 и местом соединения межструнной перемычки 17 с резервной струной 12 фонтанной елки 10 при отработке скважины на факел, выходе скважины на рабочий режим и гидродинамических исследованиях.
Для аварийного отключения скважины от газосборного коллектора 5 на выкидной линии 13 установлен клапан-отсекатель 14, а для выравнивания величин отборов газа от скважин - сужающее устройство 15.
В случае необходимости закачивания в скважину ингибитора гидратообразования в процессе эксплуатации к быстроразъемным соединениям 16 подсоединяется посредством быстроразъемных трубок насосная установка (не показано) и производится закачивание ингибитора в трубное пространство или затрубное пространство скважины 1. Аналогично производятся работы при глушении скважины 1 задавочными жидкостями перед проведением на ней ремонтных работ.
Технология удаления фонтанной арматуры с устья фонтанирующей скважины и ликвидации открытого фонтана на газовой скважине
Наведение ЗУС на устье фонтанирующей скважины при горящем пламени пожара осуществляется с постоянным орошением. При этом подача охлаждающей жидкости осуществляется путем подачи через трубопроводы, которые расположены один на стреле натаскивателя, другой - на траверсе. Причем трубопроводы выполнены с продольными щелями, и каждый посредством пожарных рукавов соединен с пожарной машиной.
При расчистке приустьевой зоны, освобождении от металлоконструкций на фонтанирующих скважинах зачастую происходит повреждение устья и возможно его искривление под различными углами относительно оси фонтанирующей скважины.
В ходе ликвидации аварии при возникновения искривления устья (совместно с Чабаевым Л.У. патенты РФ № 2386788, № 2386789, № 81251, № 81252, № 81521) был разработан технологический процесс, который позволяет произвести наведение на искривленное устье ЗУС при горящем фонтане. После осуществления подготовительных работ по очищению приустьевой зоны, устья аварийной скважины имеется свободный доступ к нему и возможность для производства работ по монтажу ЗУС в сборке с разъемным колонным фланцем, а также кривой газоотводящей трубой, подвешенными на грузовой стреле канатного натаскивателя.
При этом запорно-устьевая сборка наводится на устье аварийной скважины под углом, соответствующим углу наклона устья скважины (рисунок 3.12). Угол наклона задается за счет использования искривленного отводного патрубка, подвешенного на траверсе с помощью системы цепей подвески и цепей оттяжек [116].
При ликвидации возникновения газопроявлений и последующих за ним открытых фонтанов необходимо изучить причины их появления и оценить риск их появления и наносимый от них экологический ущерб территории и окружающей природной среде [117-123].
1. На основе опыта строительства газовых скважин Бованенковского НГКМ выявлены основные причины возникновения газопроявлений, связанные с наличием высокольдистых мерзлых пород, влияющие на надежность конструкций газовых скважин и возникновение других геолого техно логических осложнений.
2. На основе теоретических и экспериментальных исследований автора разработаны новые эффективные технические решения, направленные на повышение надежности конструкций газовых скважин, пробуренных в высокольдистых многолетнемерзлых породах, и усовершенствованы технологии строительства скважин, включая их крепление, заканчивание и консервацию.
3. На основе экспериментальных исследований, выполненных при участии автора, предложены технические решения, направленные на предотвращение газопроявлений в высокольдистых горных породах и их ликвидацию.
4. На основе опыта аварийно-восстановительных работ по ликвидации газоконденсатных фонтанов, проведенных в условиях Крайнего Севера, при участии автора, разработана новая уникальная технология удаления устьевого оборудования с устья фонтанирующей скважины методом плазменной резки. Ведь основным фактором при ликвидации фонтана на полуострове Ямал является временной фактор, при затягивании которого может произойти более сильное осложнение и потеря устья скважины. Здесь основным фактором, влияющим на крепь устья скважины, является льдистость, так как при длительном тепловом воздействии происходит её растепление и образование воронки в приустьевой части, а затем может произойти и провал устьевой части скважины.
Разработанные автором новые технологии и усовершенствованные технические средства были внедрены на северных месторождениях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции добывающими предприятиями ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром трансгаз Югорск» и буровым предприятием ООО «Бургаз».
Объем внедрения только за период 2010-2014 гг. составил порядка 1547 скважинно-операций, экономический эффект от внедрения технологий и усовершенствованных технических средств составил порядка 900 млн руб. (в т.ч. доля автора - 200 млн руб.).
Расчет экономического эффекта проводился на основе нормативных документов [126 - 128].
Расчет показателей эффективности проводился с использованием принципа «с проектом - без проекта», приняты затраты на проведение ремонта скважины по ликвидации межколонных газопроявлений. В ситуации «с проектом» проведение ремонтных работ не предусматривалось.
Внедрение разработанных технических решений, оформленных в виде руководящих нормативных документов (СТО Севернефтегазпром 001-2007 «Руководство по эксплуатации сеноманских газовых скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на Южно-Русском месторождении» [129], СТО Газпром добыча Надым 116-2013 «Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым»» [130]) (Приложение Г), позволило снизить затраты на аварийно-восстановительные работы газовых скважин (предотвратить аварийное фонтанирование на 10 скважинах, а на 145 скважинах ликвидировать 5 открытых газовых фонтанов), обеспечить дополнительную добычу природного газа порядка 11175 тыс. м3/сут.
Результаты выполненного технико-экономического обоснования новых технологий и технических средств, разработанных автором, свидетельствуют о том, что в определенной мере решена проблема обеспечения пожарной и промышленной (фонтанной) безопасности, повышения надежности и эффективности при производстве работ по строительству, эксплуатации и ремонте газоконденсатных скважин в тяжелых климатических условиях северных месторождений при наличии высокольдистых мерзлых пород, получены показатели их эффективности, доказывающие необходимость их более широкого применения, особенно в арктических регионах.
Результаты разработанных автором технических решений применяются в учебном процессе на курсе «Аварии, осложнения и фонтаноопасность при ремонте скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета в виде методических указаний [131] (Приложения В, Г).