СПОСОБ ПЕРЕКРЫТИЯ ОТКРЫТО ФОНТАНИРУЮЩЕЙ ГЛУБОКОВОДНОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ И УСТРОЙСТВА ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ
METHOD OF OVERRIDING BLOWING DEEP-SEA OIL-AND-GAS WELL AND DEVICE TO THIS END

Изобретение относится к технике ликвидации аварий при бурении и эксплуатации нефтегазовых скважин, в частности подводных, расположенных на морском шельфе на большой глубине.
При возникновении фонтана общепринят следующий порядок его ликвидации: срочно принимать меры для оборудования устья скважины для герметизации, после герметизации устья создать пробку в стволе скважины путем закачки жидкости, при угрозе грифонов пробурить мелкие разгрузочные скважины, при неэффективности указанных мер на устье скважины следует пробурить наклонные скважины с последующим задавливанием жидкостью фонтанирующей скважины через новые скважины или путем внутрискважинного взрыва обрушить породы в фонтанирующую скважину, или организовать отвод флюида через вновь пробуренные скважины с последующим проведением работ по задавливанию фонтанирующей скважины [И.П.Пустовойтенко, А.П.Сельващук. Справочник мастера по сложным буровым работам. Изд.3. М.: «Недра», 1983, с.57-58].
Оборудовать устье скважины для герметизации в глубоководных условиях практически невозможно, особенно при отказе или разрушении предохранительных клапанов или запорных устройств.
Компания British Petroleum при попытках ликвидации утечек нефти из скважины поврежденной платформы Deepwater Horizon указанный классический способ ликвидации фонтана дополнила попыткой внетрубного улавливания нефтесборным куполом нефти вблизи мест утечек с последующей перекачкой собранной нефти в танкер [http://kp.ua/daily/130510/227124/ «British Petroleum о катастрофе в Мексиканском заливе: «Переходим к планам С, Д, Е и F» - Время обращения 13.05.2010 13:20]. При этом использовано устройство в виде воронки, опускаемой на дно над местом фонтанирования.
[http://www.bbc.co.uk/russian/lg/international/2010/05/100509_containment_box_problem.shtml «ВВС Russian «BP: в процессе установки воронки возникли проблемы - Время обращения 13.05.2010. 12:49].
Способ и устройство оказались неэффективными вследствие того, что истечение флюида из трубы всегда сопровождается сбросом давления и неизбежным дроссель-эффектом, приводящим к резкому охлаждению метана с образованием огромного количества кристаллогидратов, которые, будучи легче воды, начали всплывать и опрокинули 92 тонную воронку-купол-уловитель.
Вместо рекомендуемого классическим способом [И.П.Пустовойтенко, А.П.Сельващук. Справочник мастера по сложным буровым работам. Изд.3. М.: «Недра», 1983, с.148-158] взрывного обрушения породы в ствол скважины, с применением устройств в виде вариантов торпед, вводимых в ствол аварийной скважины на заданный уровень, компания British Petroleum применила устройство в виде «шапочки» для герметизации шламом открытого оборванного конца 1,5 км обсадной трубы («стояка» по терминологии компании).
Недостатком способа являются трудности герметизация устья нефиксированной трубы, горизонтально лежащей на дне на большой глубине. При этом невозможно герметизировать утечки из неконцевых участков обрушенной трубы.
Известен способ остановки потока флюида из фонтанирующей скважины путем бурения соседней скважины, в которую закачивают вязкую жидкость (патент США №4133383). Начало бурения наклонной скважины (в случае с British Petroleum глубиной 4200 м) на несколько месяцев продлит фонтанирование и усилит экологическую катастрофу.
Наиболее близким техническим решением, принятым за прототип, является способ перекрытия устья фонтанирующей скважины, в котором после подготовки устья скважины к герметизации путем растаскивания поврежденного оборудования и обрезки участка обсадной колонны наводят на фонтанирующую скважину запорное устройство, включающее запорный элемент с центральным осевым каналом, совпадающим с осью фонтанирующей струи, при этом запорное устройство с помощью подъемных механизмов вводят в зону фонтанирующей струи и центрируют так, чтобы осевая струя прошла через центральный осевой канал запорного элемента, чем достигается осевое соответствие устья трубы фонтанирующей скважины и оголовка запорного наводимого устройства, причем точное наведение устройства на ось струи и перекрытие просвета фонтанирующей скважины осуществляют с использованием кинетической энергии высокоскоростной фонтанирующей струи. При этом используют эффект непересекаемости струи флюида, вытекающего под большим давлением из любого по форме отверстия и механически отклоняющего любое устройство, вводимое не по центру струи. Причем устройство для перекрытия открыто фонтанирующей скважины, включает запорное устройство, вводимое в фонтанирующую струю подъемным механизмом после оборудования устья скважины для ее герметизации и снабженное грузовой штангой, обеспечивающей частичное преодоление лобового сопротивления фонтанирующей струи, причем запорное устройство имеет центральный осевой канал, совпадающий с осью фонтанирующей струи, при этом нижний конец запорного устройства оснащен кольцами наведения на устье фонтанирующей скважины (Герасимов Е.М. Гигиена труда при выполнении работ с опасными и особо вредными условиями труда на месторождениях природных газов с высоким содержанием серосоединений. Том 3. «Аварийный газовый фонтан.
Проблемы и пути их решения. Эксперименты на управляемой модели». Оренбург, 2004, 204 с. ISBN 5-7410-0276-5, с.176-194).
Недостатком способа и устройства перекрытия открыто фонтанирующей газовой скважины, предназначенных для использования в наземных условиях, является то, что в подводных условиях проблематично использовать эффект преобразования кинетической энергии фонтанирующей струи для движения устройства против тока высокоскоростной струи и придания запорному устройству активного вращения.
Условием, необходимым для дальнейшего применения запорного устройства, является наличие вертикально расположенного остающегося участка трубы. В случае, аналогичном аварии на платформе Deepwater Horizon, т.е. при разрушении платформы, основная плеть обсадной колонны трубы не остается на плаву, а горизонтально расположена на дне. При этом только участок, прилежащий к донному предохранительному клапану, сохраняет вертикальное направление, т.е. пригоден для реализации способа. Мы не рассматриваем понтонные методы подъема или придания вертикального положения подводной части обсадной колонны (или «стояка» по терминологии British Petroleum) из-за недопустимой долгосрочности процедур. Способ неприменим и при сохранении надводной части скважины. При неразрушенной нефтедобывающей платформе обработку устья фонтана можно быстрее проводить традиционными методами. В частности, известны способы внутритрубной обрезки поврежденной колонны с применением пескоструйных или кумулятивных труборезок (И.П.Пустовойтенко, А.П.Сельващук. Справочник мастера по сложным буровым работам. Изд.3. М.: «Недра», 1983, с.162-163, с.157-158). Эти способы неприменимы для подводных горизонтально расположенных труб с поврежденными устьевыми запорными устройствами.
Техническим результатом заявляемого технического решения является ускорение процесса герметизации устья фонтанирующей скважины и сокращение последствий экологической катастрофы, связанной с неконтролируемыми утечками нефтепродуктов из зоны повреждения ствола скважины.
Техническая задача решается тем, что в известном способе перекрытия открыто фонтанирующей нефтегазовой скважины герметизацию устья фонтанирующей скважины, включающем удаление поврежденного устьевого оборудования, мешающего применению запорного устройства для герметизации устья аварийной скважины, подготовку участка обсадной колонны для наведения запорного устройства, включая обрезание участка обсадной колонны, наведение запорного устройства на подготовленный участок обсадной колонны с применением подъемных механизмов, закрепление запорного устройства на фонтанирующей обсадной колонне и перекрытие просвета фонтанирующей обсадной колонны, при этом точное наведение запорного устройства на подготовленный участок обсадной колонны, а также перекрытие просвета фонтанирующей обсадной колонны производят с использованием кинетической энергии фонтанирующей струи, при этом согласно изобретению обрезание обсадной колонны проводят с применением кольцевого термитного устройства, размещаемого на наружной поверхности обсадной колонны и приводимого в действие дистанционно с пульта управления работ на плавсредстве, причем закрепление запорного устройства производят на наружной поверхности подготовленного участка обсадной колонны фонтанирующей скважины с использованием сварочного кольца.
Для реализации заявляемого способа при обрезании участка трубы фонтанирующей скважины применяют кольцевидное устройство, состоящее из двух соединяемых механическим соединением полуколец с расположенным внутри полуколец термитным зарядом, закрепляемых на обсадной колонне фонтанирующей скважины ниже места утечки флюида и имеющих термоизоляционную оболочку со всех сторон, кроме прилежащей к наружной поверхности обсадной колонны, причем электрозапальное устройство, размещенное внутри термитной смеси полуколец, имеет механизм дистанционного включения.
Заявляемый способ в части точного наведения на устье, закрепления на наружной поверхности обсадной колонны ниже среза обсадной колонны фонтанирующей скважины и при перекрытии устья открыто фонтанирующей глубоководной нефтегазовой скважины реализуется устройством для перекрытия открыто фонтанирующей глубоководной нефтегазовой скважины, включающим запорное устройство, вводимое в фонтанирующую струю подъемным механизмом после оборудования устья скважины для ее герметизации и снабженное грузовой штангой, обеспечивающей частичное преодоление лобового сопротивления фонтанирующей струи, причем запорное устройство имеет центральный осевой канал, совпадающий с осью фонтанирующей струи, при этом нижний конец запорного устройства оснащен кольцами наведения на устье фонтанирующей скважины, согласно изобретению нижний конец запорного устройства дополнительно оснащен сварочным кольцом для закрепления устройства на наружной поверхности обсадной колонны, а верхний конец снабжен дистанционно управляемым запорным элементом и стыковочным узлом соединения с каналами отведения флюида открыто фонтанирующей глубоководной нефтегазовой скважины.
На фиг.1 изображен общий вид термитного устройства для реализации заявляемого способа. На фиг.2 изображен общий вид запорного устройства для реализации заявляемого способа.
Термитное устройство (фиг.1) по заявляемому способу работает следующим образом. Выбирается участок трубы, расположенный ниже места повреждения «стояка» и удовлетворяющий основному требованию реализации второго этапа способа, а именно герметизации устья фонтанирующей скважины, т.е. сохраняющему вертикально положение трубы после обрезки поврежденной части. На избранном участке подводной части трубы закрепляется кольцевое термитное устройство 1, состоящее из двух полуколец 2, соединенных шарнирным поворотным устройством 3. При этом наружная 4 и нижняя 5 металлические стенки термитного устройства 1 содержат термозащитную изоляцию, включающую слой графита 6, листы фольги 7, слой асбесто-шамотного порошка 8 и слой фольги 9. Внутренняя поверхность (на фиг.1 не показана) полуколец 2 термитного устройства 1, прилежащая вплотную к обрезаемой трубе, не имеет термоизоляции. Это обеспечивает высокотемпературное воздействие на стенку трубы слоя термитной смеси 10, воспламеняемой при горении запального шнура 11 под воздействием дистанционно включаемого электрозапальника 12. Соединение полуколец 2 термитного устройства 1 осуществляется механическим замковым соединением 13, расположенным на наружной стенке 4 термитного устройства 1. При воспламенении термитного заряда внутри полуколец 2 термитного устройства 1 возникшее температурное воздействие (не менее 2000°С) приводит к локальному кольцевому размягчению металла трубы и резкому понижению ее прочностных свойств. Наличие высокого давления внутри трубы приводит к взрывному разрушению размягченного участка трубы по уровню нижнего твердого края 5 кольцевого термитного устройства 1. Участок трубы готов для наведения запорного устройства 14.
o
o
Запорное устройство 14, вводимое в фонтанирующую струю подъемным механизмом после оборудования устья 15 скважины для ее герметизации, включает стандартный запорный элемент 16, к нижнему краю которого закреплен продольный цилиндр 17, наружным диаметром на несколько сантиметров больше наружного диаметра трубы устья 15 скважины, причем на нижнем конце продольного цилиндра 17 укреплено сварочное кольцо 18, предназначенное для закрепления запорного устройства 14 на наружной поверхности трубы - устья 15 фонтанирующей скважины; при этом продольный цилиндр 17 оснащен не менее чем двумя кольцами наведения 19 с диаметром, превышающим диаметр сварочного механизма 18 продольного цилиндра 17, причем диаметр нижнего кольца наведения 19 соизмерим с диаметром бочкообразного расширения фонтанирующей струи, следующее кольцо наведения 19 имеет меньший диаметр, но больший, чем диаметр сварочного механизма 18 продольного цилиндра 17, что обеспечивает наведение запорного устройства 14 на устье фонтана 15 и исключает боковые отклонения запорного устройства 17 мощной кинетической энергией фонтанирующего флюида. Прохождение фонтанирующей струи через кольца наведения 19 и центральный канал продольного цилиндра 17 запорного устройства 14 обеспечивает процедуру автоматического «надевания» запорного устройства 14 на трубу устья 15 фонтанирующей скважины. При этом масса грузовой штанги 20, выполненной в виде обтекаемого конического элемента и расположенной в хвостовом отделе запорного устройства 14, обеспечивает стабилизацию положения запорного устройства 14 на период фиксации сварочного механизма 18 продольного цилиндра 17 к наружной стенке устья скважины 15. Грузовая штанга 20 выполнена в виде обтекаемого конуса с центрально осевым каналом, совпадающим с осевым каналом запорного устройства 14. Это позволяет существенно уменьшить ее массу, необходимую для передавливания не всего мощного потока осевой струи фонтана струи, но только ее перерасширенных боковых частей («бочкообразное расширение начала фонтанирующей струи»). Опыты на управляемой модели фонтана показали, что фонтанирующая струя непересекаема в начальной части и в зависимости от давления до 10 метров (L~6*d, где d - диаметр устья скважины 15) после выхода из устья 15 скважины сохраняет внутритрубное давление. Оседлать струю, то есть навести запорное устройство 14 на устье 15 фонтанирующей скважины, можно только сверху - вниз, начиная с участка дестабилизации фонтанирующей струи флюида.
(Термины и названия участков фонтанирующей струи приведены по Абрамович Г.Н., цит. по Д.Альтшуль, П.Г., Киселев, 1975, с.135). Собственные данные приведены в монографии: Е.М.Герасимов. Гигиена труда при выполнении работ с опасными и особо вредными условиями труда на месторождениях природных газов с высоким содержанием сероводорода. Том 3 Аварийный газовый фонтан. Проблемы и пути их решения. Эксперименты на управляемой модели. Оренбург, 2004, с.182.
Верхний конец запорного устройства 14 оснащен стыковочным узлом 21, позволяющим после герметизации устья 15 фонтанирующей скважины и закрытия запорного элемента 16 запорного устройства 14 осуществить подсоединение запорного устройства 14 к каналам откачки флюида в нефтеналивные танкеры. После наведения запорного устройства 14 на устье 15 скважины производят закрепление сварочного кольца 18 продольного цилиндра 17 запорного устройства 14 по наружному периметру. При этом запорный элемент 16 остается открытым, что обеспечивает прохождение фонтанирующей струи внутри запорного устройства 14 и исключает его сбрасывание. Производство работ при больших глубинах возможно с использованием сварочных роботов. После закрепления запорного устройства 14 на наружной поверхности устья фонтанирующей скважины 15 производят закрытие клапанов запорного элемента 16 дистанционно или с применением роботов-манипуляторов (на фиг.2 не показаны). Устье скважины герметизировано. При недостаточной высоте устья скважины 15 кольца наведения 19 после наведения запорного устройства 14 на устье скважины 15 и контакта продольного цилиндра 17 с устьем скважины 15 могут деформироваться грузовой штангой 20 как выполнившие свою функцию наведения запорного устройства 14 на устье скважины 15. После закрытия запорного элемента 16 запорного устройства 14, при необходимости и при наличии соответствующих емкостей, способ позволяет осуществить подсоединение стыковочного узла 20 запорного устройства 14 к каналам откачки флюида в нефтеналивные танкеры. При отсутствии такой возможности или при необходимости борьбы с газопроявлениями через стыковочный узел 21 в скважину может быть пропущен специализированный инструмент, пакер, торпеда или закачана тампонажная жидкость для глушения всего ствола аварийной скважины.
Таким образом, способ и устройство позволяют быстро герметизировать или перевести скважину в рабочее состояние по временной схеме. При этом способ и устройства для его реализации могут быть быстро реализованы на базе производственного обслуживания любой буровой компании. При этом достигается предотвращение экологического загрязнения акватории расположения аварийной скважины.