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 герметизации и глушения фонтанирующих скважин: супершприц для глушения скважин цементом, колокола, превенторы и другие (1, 2, 3), а также задавливание скважины утяжеленными буровыми или цементными растворами через специально пробуренные наклонно-направленные скважины. Однако в аварийной ситуации, когда устье скважины и оборудование на нем повреждено или разрушено, применение указанных и других технических средств не всегда возможно или не дает результата.
Наиболее близким аналогом по назначению является супершприц для глушения скважин цементом.
Как видно из схемы, показанной в статье, супершприц состоит из закрытого контейнера - емкости, подвешенной на металлическом канате и заполненной цементным раствором и водой для продавки цемента с помощью электронасоса, расположенного на контейнере. Цемент продавливается через нижнюю выкидную трубу, соединенную с контейнером и форсунку - шприц на ее конце, внутрь устьевой обсадной колонны, при выходящем из нее фонтане нефти. Кольцевое пространство при этом перекрывается электромагнитным клапаном.
Недостатками супершприца являются, по мнению автора, следующие элементы:
супершприц может быть использован для глушения фонтана нефти, выходящего только из обсадной колонны, причем не имеющей при этом механических препятствий внутри прохождения шприца (наличие трещин, внутреннего смятия трубы или наличие бурильных труб и иных металлических предметов). Его применение также ограничено величиной высокого давления фонтана, так как малый вес контейнера, заполненный жидкостью лимитированного объема, может оказаться недостаточным для сопротивления давлению фонтана, тем более с учетом его плавучести в морской воде на гибком канате, причем мощность насоса не большая и ее может не хватить для продавки цемента.
Положительный результат применения супершприца в Мексиканском заливе был получен только через пять месяцев работы фонтана, когда пластовое давление и дебит скважины значительно снизились (дебит фонтана упал с 800-1000 тн/сутки до 200 тн/сутки - данные СМИ). Использование супершприца при фонтанировании скважины через затрубное кольцевое пространство или трещины в породе, выходящие на устье скважины, не возможно. При ограниченном объеме контейнера задавка скважины буровым раствором с использованием супершприца также не возможна.
Предлагаемое техническое устройство исключает перечисленные недостатки и является более универсальным. Оно состоит из цилиндра, диаметр которого превышает диаметр устья скважины, и конуса, герметизация которых возможна с использованием цемента, а их соединение осуществляется за счет веса конуса и накидными рычагами или хомутами, и отличается тем, что корпус цилиндра (А) внутри имеет ниши - гнезда с помещенными в них зажимными клиньями (Д) с пружинами, отжимающими клинья из гнезд, которые заклинивают цилиндр на устьевой (обсадной, бурильной) трубе (С), делая его неподвижным и устойчивым к влиянию давления нефти, а внутри цилиндра, выше клиньев, жестко закреплена упругая, вогнутой формы, кольцевая манжета (Е), предназначенная для изоляции кольцевого пространства между цилиндром (А) и устьевой трубой (С).
А совмещенные воедино цилиндр и конус имеют автоматически защелкивающее замковое приспособление (ЗП), обеспечивающие быстрое и надежное соединение, причем конус выполнен с проходным отверстием в центре, на внутреннем конце которого установлен обратный клапан (К), обеспечивающий герметизацию устройства, а на внешнем конце имеется замковая резьба (Р) для соединения конуса с бурильной колонной, предназначенной для удержания конуса и установки его в цилиндр, задавливания скважины буровым раствором и изоляции ее цементом, особенно в условиях глубокого моря. Кольцевой манжет (Е), выполнен из нефтестойкого эластичного материала типа автомобильной резины, имеющего вогнутую форму с удлиненным окончанием длиной 20-40 см и внутренним диаметром равным или на 5-10 мм меньшим наружного диаметра трубы в скважине, размерами обеспечивающими плотное и надежное обжатие трубы (С) манжетой (Е), а следовательно полную герметизацию кольцевого пространства между трубой (С) и цилиндром (А).
Расположение манжеты выше клиньев не более чем на 10-20 см обеспечивает ей опору на клинья и, тем самым, исключает ее разрыв или выдавливание вниз и прорыв нефти и газа. Подпружиненные клинья заклинивают цилиндр на колонне и препятствует ему оторваться и подняться вверх за счет давления нефти и газа, создавшегося внутри.
При опускании цилиндра на устье скважины и его движении по устьевой обсадной или бурильной трубе вниз, она (труба) проходит через отверстие в манжете и окно, образованное совмещенными клиньями в цилиндре (рис.2) Форма и размер ниши и клина одинаковые.
Зажимные клинья имеют сменные плашки с насечками, обращенными наклонно вверх. Размер плашек должен соответствовать диаметру трубы на устье скважины. Клин имеет двухсторонний скос, одна сторона которого служит направлением входа трубы при движении цилиндра вниз, а другая способствует скольжению и выходу клина из ниши за счет пружины. Один конец пружины жестко закреплен в нише, а другой свободно упирается в гнездо клина. Формы манжеты и клина, их рабочее положение на колонне показаны на рис.1 и 2.
Технология применения устройства с новыми элементами конструкции включает строгую последовательность исполнения следующих операций (см. рис.). На открытую устьевую часть колонны (С), а может быть на устьевую поверхность большого диаметра, и оставшиеся на ней малогабаритное оборудование устанавливают металлический тяжеловесный цилиндр (А) определенного веса 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 №1, 2 и 3 на поверхность. При движении цилиндра вниз верхняя часть трубы (С), выходящая из скважины, проходит через отверстие в кольцевом манжете (Е) и окно, образованное совмещенными клиньями (Д). При этом клинья фиксируются на устьевой трубе, заклинивают кольцевое пространство и тем самым, ограничивают перемещение цилиндра вверх за счет давления нефти и газа, а манжет полностью герметизирует кольцевое пространство и препятствует выходу нефти из подцилиндра и ее турбулентному влиянию на расположенный ниже цемент, при его наличии.
При необходимости, если изоляция цилиндра манжетом оказалось не полной, а его крепление на устьевой трубе клиньями недостаточна, то проходное отверстие в нижней части цилиндра изолируют, а его донное основание закрепляют цементом, раствор которого закачивают через отводы и открытые задвижки №4 и 5.
Основание дополнительно закрепляют якорями в грунт. После чего на бурильной колонне спускают и устанавливают в коническое гнездо цилиндра (А) тяжелый металлический конус (Б) определенного веса, герметизируя цилиндр сверху. При этом цилиндр и конус с внешней стороны автоматически запираются самозащелкивающим приспособлением или механическими накидными рычагами-хомутами.
Причем нефть и газ из закрытого сверху и снизу цилиндра выходят в приемный трубопровод через открытые задвижки №1, 2 и 3, которыми можно управлять.
При этом операции по задавливанию бурового и цементного раствора в скважину можно проводить как при отсутствии, так и при наличии в устройстве бурильной колонны.
Через бурильную колонну вначале восстанавливают циркуляцию бурового раствора с его выходом наружу вместе с нефтью через открытые задвижки в цилиндре, затем при всех закрытых задвижках, задавливают буровой раствор повышенной плотности в скважину, вытесняя нефть обратно в залеж (пласт). После чего демонтируют устройство, восстанавливают циркуляцию и продолжают бурение скважины.
При необходимости временной консервации или полной герметизации скважины через внутреннюю полость цилиндра скважину заполняют цементом.
Как видно, техническое устройство, дополненное новыми конструктивными элементами, позволяет установить и закрепить его на устье скважины без использования цемента, если при этом общий вес устройства несколько превышает или соответствует давлению фонтана. Новое техническое устройство обладает новизной и может быть эффективно использовано для глушения открытых фонтанов нефти и газа различной мощности при бурении и эксплуатации скважин на суше и на море, при выходе из скважины флюида как из обсадной или бурильной колонны так и из-за заколонного пространства через некачественный цемент или через образовавшиеся трещины в породе на устье скважины. Оно позволяет задавить скважину буровым раствором или герметизировать, заглушить ее цементом.
Монтаж устройства, его цилиндра, требует применения подъемных механизмов - кранов и роботов, а установка на нем конуса может быть осуществлена также с помощью бурильной колонны, что особенно важно для глушения фонтана с морской платформы на глубоководных скважинах.
Источники информации:
1. Статья «Тульский правша придумал супершприц для спасения
мексиканского залива», 21.05.2010, http//oko-planet.su/science/sciencenews/38621-tulskij-pravsha-pridumal-supershpric-dlya.html.
2. ФИПС.ru, класс Е21б3500
3. Ремонт газовых скважин
Автор(ы): Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П.
год изд.: 1998
стр.213 Колокола ловильные
Приложение:
1. Формула полезной модели - 1 лист
2. Реферет - 2 лист.
3. Рис. - 2 лист. (имеется в материалах заявки)