ТЕХНИЧЕСКОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ, АВАРИЙНО-ФОНТАНИРУЮЩЕЙ НЕФТЬЮ ИЛИ ГАЗОМ

Предложение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и касается ликвидации аварий и осложнений, вызванных открытыми фонтанами нефти и газа в процессе бурения или эксплуатации скважин.
Известны различные технические устройства и способы для герметизации устья скважины при открытом фонтане нефти или газа, а именно: применение различных механических устройств и механизмов типа пакеров, клапанов, супершприца для глушения скважин цементом, превентеров, колоколов и других, а также задавливания скважины утяжеленными буровыми или цементным растворами через специально пробуренные наклонно-направленные скважины. Однако в аварийной ситуации, когда устье скважины и оборудование на нем разрушены, применение указанных технических средств не всегда возможно или не дает результата. В этом случае превентор не может быть установлен и закреплен на колонне разрушенного устья скважины. Колокол, представляющий собой закрытый сверху и открытый снизу цилиндр, по причине влияния высокого давления фонтана на него внутри, трудно закрепить и удержать на устье скважины, а нефть и газ при этом свободно выходят из под него через открытую нижнюю часть колокола.
С целью устранения отмеченных недостатков предлагается новое техническое решение, отличающееся тем, что техническое устройство состоит из двух совмещенных воедино тяжеловесных металлических узлов: цилиндра и конуса (рис.). Технология применения устройства включает строгую последовательность исполнения следующий операций (см. рис.).
1. На открытую устьевую часть колонны (С) и оставшиеся на нем малогабаритное оборудование устанавливают металлический тяжеловесный устьевой цилиндр (А) с донным кольцевым основанием (В), коническим отверстием - посадочным гнездом наверху и с отводами и задвижками №1, 2, 3, 4 и 5 на корпусе цилиндра. При этом нефть и газ из скважины свободно проходят через внутреннюю полость цилиндра и отводы с задвижками 3 1 и 2 на поверхность.
2. Изолируют нижнюю часть цилиндра и закрепляют донное кольцевое основание (В) с отверстиями цементом, раствор которого закачивают через задвижки №4 и 5. При необходимости основание дополнительно закрепляют якорями в грунт.
3. Устанавливают тяжелый металлический конус (Б) в коническое гнездо цилиндра (А), герметизируя его сверху. Соединяют цилиндр и конус механическими затворами - рычагами. При этом нефть и газ из закрытого цилиндра выходят в приемный трубопровод через открытые задвижки №1, 2 и 3, которыми можно управлять. При необходимости полной герметизации скважины внутреннюю полость цилиндра заполняют цементом через задвижки №3, 4 и 5 с его выходом из цилиндра через задвижки №1 и 2. Как видно, основными техническими средствами исполнения способа являются тяжеловесный цилиндр (А) с донным кольцевым основанием (В), посадочным гнездом и конус (Б). Поверхности посадочного гнезда и конуса обрезинены или отшлифованы, чем достигается надежная герметизация их соединения. Нижнее окончание цилиндра имеет клинообразную форму. Кольцевое основание цилиндра имеет сквозные отверстия для прохождения жидкого цементного раствора под основание и в грунт, после отверждения которого обеспечивается герметизация нижней части цилиндра и большая устойчивость цилиндра на поверхности грунта или на фундаменте буровой и его надежная связь с обсадной колонной на устье скважины. При это используют быстросхватывающийся цементный раствор с фиксированными сроками схватывания и твердения, а также буферную жидкость с наполнителем. При высоком давлении нефти и газа внутри цилиндра последний может быть разгерметизирован и смещен с устья скважины. Для предотвращения этого необходимо иметь высокое наружное усилие на цилиндр и конус, противодействующее давлению нефти и газа внутри цилиндра, которое создается за счет большого веса металлического цилиндра и конуса, веса цемента в цилиндре и на его основании, контактной связи отвердевшего цемента с поверхностью грунта, фундамента, обсадной колонны и металлическими предметами разрушенного устьевого оборудования, а в условиях бурения скважин на море также за счет прижимающей силы от давления столба воды на донное основание, которое может достигать от 10 до 100 тонн и более в зависимости от площади основания и высоты столба воды от устья скважины до поверхности моря. Примером является авария на нефтяной скважине на морской платформе в мексиканском заливе в мае 2010 г. Глубина моря 1500 метров, дебет фонтана 1000 тонн в сутки, давление воды на устье 150 кг/см2. Из средств массовой информации стало известно, что попытка закрытия фонтана путем установки колокола на устье скважины и закачки в скважину высоковязкого глинистого раствора двукратной плотности результата не дали.
Таким образом техническое устройство представляет собой совмещенные воедино цилиндр (А) и конус (Б), которые поочередно монтируют на устье скважины с использованием цемента.
Новое техническое решение не имеет аналогов, обладает новизной и может быть эффективно использовано как техническое устройство для ликвидации аварий и осложнений, вызванных открытым фонтанированием нефти или газа в процессе бурения и эксплуатации скважин. Монтаж технического устройства на устье скважины требует применения подъемных механизмов - кранов.
Источники информации:
1). Интернет-Сайт ФИПС_рефераты изобретений и полезных моделей_ «заглушить скважину»
2). file:///C:/Documents%20and%20Settings/User/Desktop/38621-tulskij-pravsha-pridumal-supershpric-dlya.html
Приложения:
1. Формула полезной модели - 1 лист,
2. Реферат - 1 лист,
3. Рисунок - 1 лист,