Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 [ 106 ] 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

Рис. 4.19. Схема компоновки устьевого оборудования, устанавливаемого на дне моря

В этом случае компоновка устьевого оборудования, устанавливаемого на дне моря (рис. 4.19), состоит из присоединительного устройства 1, кольцевого надувного превентора 2, быстро отсоединяющегося соединителя 3, штуцерной линии 4, линии для глушения скважины 5, кольцевого надувного превентора 6, превентора 7 с глухими срезающими плашками, превенторов 8, 9, 10 с трубными плашками и присоединительного устройства 11, соединенного с устьем скважины 12.

Штуцерная линия соединяется с устьевым оборудованием между трубными плашечными превенторами 9 и 10. Поэ тому

для перекрытия скважины могут использоваться все превенторы, расположенные выше присоединения штуцерной линии.

Линия для глушения скважины присоединяется к устьевому оборудованию под компоновкой превенторов, что обеспечивает надежную герметичность перекрытия скважины при создании больших избыточных давлений при ее глушении. Расположение ввода линии глушения под превентором 7 со срезающими плашками обеспечивает нагнетание раствора в скважину, если бурильная колонна будет срезана. Линия для глушения скважины может также использоваться как штуцерная линия, что обеспечивает значительное снижение потерь давления на трение в процессе притока жидкости.

Всего для соединения устьевого оборудования с плавучей буровой установкой монтируются шесть линий, имеются две штуцерные линии и одна линия для глушения скважины. Остальные гидравлические и пневматические линии предназначаются для дистанционного контроля и управления погружным устьевым оборудованием. Водоотделяющая колонна и эти шесть линий монтируются из секций длиной 22,8 м. Кольцевой надувной превентор 2 (см. рис. 4.19) присоединяется к водоотделяющей колонне. Благодаря этому при шторме производится отсоединение водоотделяющей колонны при помощи быстро отсоединяющегося соединения 3 (при закрытом превенторе 2) и отход корабля в безопасное место. После возвращения на место бурения (или испытания) обеспечивается безопасное попадание в закрытую скважину. Превентор 2 используется всегда для перекрытия водоотделяющей колонны. В случае когда его уплотняющие элементы не обеспечивают герметичность, водоотделяющую колонну вместе с превентором поднимают на поверхность для ремонта или замены. Кольцевой превентор 6 используется в компоновке устьевого оборудования в качестве резервного превен-тора.

В случае возникновения проявления (или выброса) циркуляцию бурового раствора прекращают, колонну бурильных труб приподнимают на такую высоту, чтобы первое замковое соединение под квадратом находилось на расстоянии 1 м от ствола ротора. Открывают безопасный клапан в штуцерной линии (клапаны на штуцерном манифольде всегда остаются открытыми). После этого закрывают кольцевой превентор 2 с минимальным рекомендуемым давлением, а затем медленно закрывают регулируемый штуцер на штуцерном манифольде и перекрывают ствол скважины. После закрытия скважины

регистрируют давление на устье скважины и бурильную колонну подвешивают в плашечном превенторе. Открывая кольцевой превентор, проверяют герметичность плашечного превентора.

После этого проводят технологические операции по глушению скважины и удалению жидкости проявления из водоотделяющей колонны. Если имеются сведения, что в ней может находиться определенное количество газа, то перед созданием циркуляции закрывают превентор. Когда циркуляция заканчивается, то перед открытием превентора первоначальный буровой раствор замещается раствором для глушения через линию для глушения скважины в водоотделяющей колонне.

Рассмотренные выше методы ликвидации нефтегазопрояв-лений нашли широкое распространение за рубежом. В отечественной практике за последние годы наметилось перспективное направление по ликвидации нефтегазопроявлений - с использованием забойных превенторов. Перенос превенто-ров с устья на забой скважины повышает безопасность при выполнении технологических операций по ликвидации неф-тегазопроявлений и выбросов.

4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ

Для цементирования скважин, фонтанирующих или газонефтепроявляющих, применяются самые различные по составу тампонажные смеси и растворы. Во всех случаях рецептуры подбираются для конкретных скважинных условий: температуры и давления того участка ствола, где необходима установка моста, тампона, перемычки. При этом раствор должен обладать пониженной водоотдачей (седиментацией), достаточными сроками схватывания и расчетной плотностью.

При температурах до 100 °С применяют смеси на базе портландцемента, при более высоких - на базе шлака; если последний отсутствует, в смесь с портландцементом обязательно вводится кварцевый песок. При необходимости иметь тяжелые тампонажные растворы применяют утяжелители (барит, магнетит, гематит и др.); в случае применения облегченных растворов используют материалы-структурообразо-