Способ глушения скважины с подводным устьем

 

Изобретение касается бурения морских нефтяных и газовых скважин с .^подводным расположением устья с плавучих • полупогружных бурЬвых установок (ППБУ) и буровых судов. Целью изобретения является повышение безопасности способа за счет удаления консолидировавшегося в подпре-вентерном пространстве до отвода линии штудирования остаточного газа. После вымыва буровым раствором через бурильные трубы 8, ЛШ 5 и штуцер 6 печки пластового газа или газированного раствора, открывая превентер 2, начинают вымыв водой через ЛГ 7, ЛШ 5 и штуцер 6 консолидировавшегося в кодированном пространстве 4 остаточного газа с соблюдением условия Р=Рш+ ДРш+0,01 /9oh >&0,01/э h где Р - давление остаточного газа, МПа; Рш - давление .на штуцере 6, МПа; РШ- потеря давления в ЛШ 5,-МПа; Ро ,рплотности воды и бурового раствора, г/см'^, соответственно; h - длина ЛШ 5, м(приблизительно равна глубине моря), причем время прокачки воды t>&VrО -С'Ргде Vr - объем подпревентерно^о si^. П - 1пространства до отвода Л Ш 5, м : Q - расход прокачки, м^/с; С - коэффициент растворимости газа в воде, м/м - МПа. 1 ил.(ЛсДг'«-9.//X/VVVXXT'VУТТТТТТТТ^Оа ю ^>&

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4719972/03 (22) 27;04.89 (46) 07.02.92.Бюл. ¹ 5 (71) Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипромор-нефтегаз" (72) А.Г.Тагиев, P.Ñ.Èáðàãèìîâ и B.Ý.Àñêåрова (53) 622.245,7 (088.8) (56) Гоинс У.К„Шеффил P. Предотвращение выбросов, — M. Недра, 1987, с. 37, с,96. (54) СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ С

ПОДВОДНЫМ УСТЬЕМ (57) Изобретение касается бурения морских нефтяных и газовых скважин с подводным расположением устья с плавучих полупогружных буровых установок (ППБУ) и буровых судов. Целью изобретения является повышение безопасности способа за счет удаления консолидировавшегося в подпре„, SU„„1710697 А1 вентерном пространстве до отвода линии штуцирования остаточного газа. После вымыва буровым раствором через бурильные трубы 8, ЛШ 5 и штуцер 6 печки пластового газа или газированного раствора, открывая превентер 2, начинают вымыв водой через

ЛГ 7, ЛШ 5 и штуцер 6 консолидировавшегося в кодированном пространстве 4 остаточного газа с соблюдением условия Р=РШ+

ЬРщ+0,01 pph >0,01p h где P — давление остаточного газа, МПа; PU, — давление.на штуцере 6, МПа; PLU — потеря давления в Л Ш

5, .М Па; pp, p — плотности воды и бурового раствора, г/см, соответственно; h — длина

ЛШ 5, м(приблизительно равна глубине моря), причем время прокачки воды t>, где Vr — объем подпревентерного

Vr

О С" Р. пространства до отвода ЛШ 5, м; 0 — расход прокачки, м /с; С вЂ” коэффициент раствори3 мости газа в воде, м /м - МПа. 1 ил.

1710697

Изобретение касается бурения морских нефтяных и газовых скважин с подводным расположением устья с плавучих полупогруженных буровых установок (ППБУ) и буровых .судов, Цель изобретения — повышение безопасности способа за счет удаления консолидировавшегося в подпревентерном пространстве до отвода линии штуцирования остаточного газа.

На чертеже изображена схема бурения буровой установки, иллюстрирующая предлагаемый способ, На скважине 1 с подводным расположением устья скважины установлен превентер

2. Превентер 2 соединен с райзером 3. С подпревентерным пространством 4 соединены линия штуцирования (ЛШ) 5, которая оканчивается штуцером 6, и линия глушения (ЛГ) 7, Технологический процесс удаления консолидировавшегося газа из подпревентерного пространства осуществляется следующим образом.

По обнаружении поступления пластового газа в скважину 1 с подводным устьем закрывают превентер 2, открывают ЛШ 5 и закачивают в бурильные трубы 8 буровой раствор для глушения скважины. Газированный буровой раствор 9 выходит через

ЛШ 5 и штуцер 6. В это время в подпревентерном пространстве 4 до отвода ЛШ 5 консолидируется остаточный газ. После вымыва газированного бурового раствора 9 в ЛШ 5 поступает чистый буровой раствор, который, появившись на штуцере 6, создает у персонала ППБУ ложное впечатление о том, что весь поступивший в скважину пластовый газ удален. Если теперь открыть и ревентер 2 для продолжения бурения остаточный газ, всплывая и расширяясь в райзере 3, выбрасывает из последнего в буровой раствор. Это ведет к тяжелой аварии.

Поэтому после появления на штуцере 6 чистого бурового раствора для удаления остаточного газа поступают таким образом.

Открывают ЛГ 7 и начинают закачивать в нее воду. Бурильные трубы 8 заглушены шаровым краном или обратным клапаном, поэтому прокачка осуществляется через ЛГ 9 и ЛШ 3 с соблюдением условия

Р=Р,.+Л.Р,.+0,01р, h>0,01Ð h, (1) где P — давление остаточного газа, МПа;

Р— давление на штуцере 6, МПа;

ЛРщ — потери давления в ЛШ 5, МПа: о ,о, p — соответственно плотности воды з, и бурового раствора, г/см;

h — длина ЛШ 5 (приблизительно равна глубине моря), м.

Далее к моменту начала прокачки воды остаточный газ находится под гидростати5 ческим давлением столба бурового раствора в Л Ш 3, т.е. 0,01 р h, В процессе прокачки это давление может только лишь уменьшиться за счет выноса водой растворяющегося в ней объема газа, Поэтому с целью

10 контроля достаточного сжатия остаточного газа, а также исключения возобновления газопроявления скважины, давление остаточного газа регулируют по соотношению (1) увеличением либо давления на штуцере 6

15 (за счет уменьшения проходного отверстия), либо расхода воды.

Сжатие остаточного газа необходимо для растворения его в воде. Для полного растворения объема газа Чг, находящегося

20 под давлением Р, согласно закону Генри необходим объем воды V, удовлетворяющий соотношению

I — =С Р. (2)

25 . Время, в течение которого через подпревентерное пространство протечет необходимый объем воды, вынося остаточный газ т= —. (3)

Из (2) — (3) следует, что время прокачки воды

V, т> О

35 где Vi — объем подпревентерного пространства до отвода Л Ш 5, м; з, Q — расход прокачки, м /с; з

С вЂ” коэффициент растворимости газа в воде, м /м-МПа; з

40 Р— давление остаточного газа, МПа, Знак больше поставлен для обеспече, ния запаса.

Так как обычно скважины проявляют смесью газов, большую часть которой (90/, 45 и более) составляет метан, то за коэффициент растворимости в (2) надо принимать коэффициент растворимости метана при температуре, близкой к температуре бурового раствора в области подводного устья.

50 Формула изобретения

/ Способ глушения скважины с подводн ы м устьем, оборудован н ым и ревентером с линиями штуцирования и глушения, включающий закрытие превентера и вымыв поступившего.в скважину газа через линию штуцирования, отличающийся тем, что, с целью повышения безопасности способа за счет удаления консолидировавшегося в подпревентерном пространстве до

1710697 отвода линии штуцирования остаточного газа, после вымыва газа через линию штуцирования открывают линию глушения и прокачивают через них воду с соблюдением условия

20

30

40

Составитель Е.Белякова

Техред M.Ìoðãåíòàë Корректор А.Осауленко

Редактор Н.Химчук

Заказ 317 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина, 101 5

Р=Рш+ Ь Рш+0,01 р„П> 0,01 р h, где P — давление остаточного газа, МПа1

Рш — давление на штуцере. МПа;.

ЬРШ вЂ” потери давления в линии штуцирования, МПа; 10 р,р- соответственно плотности воды и бурового раствора, г/см ;

h — длина линии штуцирования, м, причем время прокачки воды

Vr т) 0 .Р где Чг — объем подпревентерного пространства до отвода линии штуцирования, м;

Π— расход прокачки, м /с; з

С вЂ” коэффициент растворимости газа в воде, мз/мз Mila.