CC BY
28УДК 622.279.5(211)
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОПРОЯВЛЯЮЩИХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
OPERATION GAZOPROAVLAUSIH WELLS THE FAR NORTH
Д. А. Кустышев
D. A. Kustishev
ООО «ТюменНИИгипрогаз», г.Тюмень
Ключевые слова: скважина; эксплуатация газопроявление; межколонное пространство;
факельный отвод Key words: well; operation; gas showing; annulus space; gas flare line
Газовые и газоконденсатные месторождения, находящиеся на территории севера Западной и Восточной Сибири, Якутии и Дальнего Востока, характеризуются суровыми климатическими условиями, бездорожьем и слабой изученностью геологического строения залежей. Бурение и эксплуатация скважин в этих условиях затруднены, эти процессы требуют к себе повышенного внимания. Нередко эти процессы связаны с возникновением межколонных газопроявлений. Эксплуатация скважин с наличием межколонных давлений правилами безопасности запрещена без разработки специальных компенсационных мероприятий, направленных на обеспечение надежности конструкций скважин, их устьевых обвязок и на обеспечение повышенных мер пожарной и противофонтанной безопасности [1, 2].
В этих условиях необходима технология безопасной эксплуатации скважин, имеющих межколонные давления. Безопасность эксплуатации, помимо надежной
№ 6, 2015
Нефть и газ
25
конструкции самой скважины, также определяется надежностью устьевых обвязок этих скважин [3].
Чаще всего при эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями применяется устьевая обвязка, например на Заполярном месторождении и ряде других месторождений Крайнего Севера, включающая колонную головку с задвижкой, перекрывающей межколонное пространство, и дополнительный факельный отвод [4].
Недостатком данной обвязки является необходимость строительства такого отвода, не предусмотренного проектно-сметной документацией.
Иногда используют устьевую обвязку, такую как на Бованенковском месторождении, включающую колонную головку с задвижкой, перекрывающей межколонное пространство, и дополнительный факельный отвод [5].
Недостатками являются необходимость при ее реализации значительных капитальных вложений, связанных со строительством дополнительного факельного отвода, и невозможность в случае необходимости закачать в межколонное пространство герметизирующую композицию для ликвидации межколонных газопроявлений.
Тем не менее при использовании этих обвязок решается основная задача — эксплуатация газопроявляющих скважин за счет возможности выпуска газа из межколонного пространства и снижения величины межколонного давления в скважине.
Однако при этом остается нерешенной другая немаловажная задача — ликвидация межколонных газопроявлений путем закачивания в межколонное пространство скважины герметизирующей композиции. Для решения этой задачи необходимо разработать новую схему обвязки газопроявляющих скважин, независимо от количества секций колонных головок и числа межколонных пространств.
Данную задачу можно решить путем присоединения к каждой задвижке, перекрывающей соответствующее межколонное пространство скважины, патрубков, расположенных в горизонтальной плоскости, с размещенным между ними соединительным патрубком, причем к верхнему угольнику присоединена дополнительная межколонная задвижка, к которой прикреплен предохранительный клапан, к которому в свою очередь присоединена дополнительная факельная линия с концевой задвижкой, а на торцах факельных линий размещены горелки.
На рисунке показана разработанная схема устьевой обвязки газоконденатной скважины с межколонными газопроявлениями Среднеботуобинского месторождения Якутии, относящегося к месторождениям Крайнего Севера [6].
Предлагаемая автором устьевая обвязка включает скважину с устьем 1, расположенным в шахтном колодце 2.
На устье 1 размещена многосекционная колонная головка 3, каждая секция которой снабжена задвижкой 4, перекрывающей соответствующее межколонное пространство скважины.
На колонной головке 3 размещена трубная головка 5, снабженная на противоположных сторонах выкидным 6 и задавочным 7 отводами. На выкидном отводе 6 размещены затрубные задвижки 8 и 9, а на задавочном отводе 7 — затрубные задвижки 10 и 11. Между задвижками 8 и 9 размещен инструментальный фланец 12.
На трубной головке 5 размещена фонтанная елка тройникового типа, ствол которой выполнен из центральной 13 и стволовой 14 задвижек, расположенных друг над другом, нижнего 15 и верхнего 16 тройников и буферной задвижки 17.
К верхнему тройнику 16 присоединена рабочая струна 18 с двумя струнными задвижками 19, 20 и расположенным между ними инструментальным фланцем 21.
К нижнему тройнику 15 присоединена резервная струна 22 с двумя струнными задвижками 23, 24 и расположенным между ними инструментальным фланцем 25.
26
Нефть и газ
6, 2015
Рабочая струна 18 с помощью тройника 26 соединена с выкидным отводом 6 трубной головки 5, образуя выкидную линию 27.
Рисунок. Принципиальная схема устьевой обвязки газоконденсатной скважины с межколонными газопроявлениями
1 —устье; 2 — шахта; 3 — колонная головка; 4 — задвижка на межколонном пространстве; 5 — трубная головка; 6 — выкидной отвод; 7 — задавочный отвод;
8, 9, 10, 11 — задвижка на затрубном пространстве; 12,21,25 — инструментальный фланец; 13 — центральная задвижка;14 — стволовая задвижка; 15 — нижний тройник; 16—верхний тройник; 17—буферная задвижка; 18—рабочая струна; 19, 20, 23, 24 — струнная задвижка; 26, 28, 29 — тройник; 27 — выкидная линия; 30, 33 — отсекающая задвижка; 31,32 — факельная линия; 34,35—задавочная линия; 37—быстроразъемное
соединение;38 — горелка; 39,42 — патрубок; 40,41 — угольник; 43 — дополнительная межколонная задвижка; 44 — предохранительный клапан; 45 — дополнительная факельная линия; 46— концевая задвижка; 47, 48 — якорь; 49 — амбар
На концевых участках резервной струны 22 и задавочного отвода 7 трубной головки 5 размещены тройники 28 и 29, к одному ответвлению которых через отсекающую задвижку 30 присоединена факельная линия 31 или 32, а к другому, через отсекающую задвижку 33, задавочная линия 34 или 35, на торцах каждой задавоч-ной линии 34 и 35 размещены концевые отсекающие задвижки 36 с быстроразъем-ными соединениями 37, а на торцах факельных линий 31 и 32 — горелки 38.
К каждой задвижке 4, размещенной на колонной головке 3 и перекрывающей соответствующее межколонное пространство скважины, присоединен патрубок 39, расположенный в горизонтальной плоскости, с угольниками 40 и 41 , расположенными в вертикальной плоскости, с размещенным между ними соединительным патрубком 42.
К верхнему угольнику 41 присоединена дополнительная межколонная задвижка 43, к которой присоединен предохранительный клапан 44, к которому в свою очередь присоединена дополнительная факельная линия 45 с концевой задвижкой 46. Дополнительные факельные линии 45 крепятся на якоре 47, на котором закреплена факельная линия 31. Факельная линия 32 закреплена на якорях 48.
№ Ь, 2015
Нефть и газ
27
В процессе эксплуатации газ из продуктивного пласта по стволу фонтанной елки через открытые центральную 13 и стволовую 14 задвижки, по ее рабочей струне 18 и выкидной линии 27 поступает в газосборный коллектор и далее на установку комплексной подготовки газа (не показано).
При появлении в процессе эксплуатации межколонных газопроявлений газ, скапливающийся в межколонном пространстве скважины, через открытые задвижки 4, размещенные в шахтном колодце 2 скважины, и 43, размещенной на поверхности за пределами шахтного колодца 2, и через открывшийся предохранительный клапан 44, который открывается при превышении величины межколонного давления выше настроечной величины клапана, равного предельно допустимой величине межколонного давления данной скважины, поступает в дополнительную факельную линию 45 и выбрасывается в амбар 49, расположенный в районе концевых участков факельных линий 31 и 32.
В случае аварийного увеличения расхода газа из межколонного пространства скважины через дополнительную факельную линию 45 можно закачать в межколонное пространство герметизирующую композицию для прекращения газопроявлений, подсоединив к концевой отсекающей задвижке 46 насосную установку [7, 8, 9].
В случае невозможности ликвидации межколонных газопроявлений скважину глушат созданием циркуляции задавочной жидкости через задавочную линию 35, предварительно перекрыв отсекающую задвижку 30 на факельной линии 32, и факельную линию 31, предварительно перекрыв отсекающую задвижку 33 на задавочной линии 34 [10].
Разработанная автором с учетом исследований А. Р. Тенна, С. Б. Бекетова, А. В. Кустышева по диагностики скважин с межколонными газопроявлениями [11, 12, 13] технология эксплуатации газопроявляющей скважины с устьевой обвязкой позволяет провести обвязку межколонных пространств газоконденсатной скважины с обеспечением безопасного выпуска газа из межколонных пространств скважины с соблюдением безопасности проведения работ по закачиванию герметизирущих композиций. Помимо этого, она позволяет проводить циркуляцию задавочной жидкости между трубным и затрубным пространствами при глушении скважины по одному трубопроводу.
Таким образом, разработанные устьевые обвязки газопроявляющих скважин обеспечивают возможность выпуска газа из их межколонных пространств и сжигания его в обвалованном амбаре, обеспечивают возможность закачивания в межколонное пространство герметизирующих композиций для ликвидации межколонных газопроявлений, а также — создания циркуляции задавочной жидкости между трубным и затрубным пространствам с использованием одного и того же трубопровода при глушении скважин с межколонными газопроявлениями.
Список литературы
1. Кустышев А. В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень: Вектор Бук, 2002. - 168 с.
2. Кряквин Д. А., Кустышев А. В., Гейхман М. Г., Никифоров В. Н. Эксплуатация скважин на завершающей стадии разработки месторождений // Известия вузов. Нефть и газ. - 2010. -№ 4. - С. 28-33.
3. Кустышев А. В., Ваганов Ю. В., Журавлев В. В. Оценка риска при ремонте нефтяных и газовых скважин // Безопасность труда в промышленности. - 2013. -№ 9. - С. 76-80.
4. Пат. 44143 РФ. Е 21 В 43/25. Устройство для эксплуатации газовых скважин с межколонными газопроявлениями / В. Ф. Штоль, А. В. Кустышев, В. В. Рыбалченко и др. (РФ).- № 2004128574, заяв. 27.09.04; опубл. 27.02.05, бюл. № 6.
5. Пат. 111578 РФ. Е 21 В 43/12. Кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями / А. В. Немков, А. В. Кустышев, В .Ф. Штоль и др. (РФ). - № 2011134831, заяв. 19.08.11; опубл. 20.12.11, бюл. № 35.
6. Пат. 143089 РФ. Е 21 В 43/25. Обвязка высокодебитной нефтегазоконденсатной скважины с межколонными газопроявлениями / А. В. Кустышев, А. С. Козлов, Д. А. Кустышев и др. (РФ). - № 2014105118, заяв. 12.02.14; опубл. 10.07.14, бюл. № 19.
28
Нефть и газ
6, 2015
7. Гоинс У. К. Предотвращение выбросов: Пер. с англ. / У. К. Гоинс, Р. Шеффилд. - М.: Недра, 1987.-288 с.
8. Предотвращение и ликвидация газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера / Л. У. Чабаев, А. В. Кустышев, Г. П. Зозуля, М. Г. Гейхман. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 189 с.
9. Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов: Справочник / В. Р. Радковский, Д. В. Рымчук, Ю. Е. Ленкевич, О. А. Блохин. - М.: Недра, 1996. - 376 с.
10. Обиднов В. Б., Кустышев Д. А. Глушение низкотемпературных газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений на месторождениях Крайнего Севера // Известия вузов. Нефть и газ. - 2014. -№ 5. - С. 33-39.
11. Тенн Р. А. Методы диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений при строительстве скважин на месторождениях и ПХГ: автореф. ...дис. к. т .н.: 05.15.10. - Защищена 20.05.99. - Ставрополь, 1999. - 19 с.
12. Бекетов С. Б. Технология диагностики герметичности заколонной крепи скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2003. -№ 6. - С. 38-42.
13. Кустышев А. В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. -М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.
Сведения об авторе
Кустышев Денис Александрович, к. т. н.,
старший научный сотрудник ООО ТюменНИИ-гипрогаз», г. Тюмень, тел. 8(3452)286694, e-mail: denis1982k@mail. ru
Information about the author Kustyshev D. A., Candidate of Science in Engineering, senior research worker of LLC «Tyumen-NlIgiprogas», phone: 8(3452)286694, e-mail: de-nis1982k@mail.ru
