RU2611085C2 - Способ прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для извлечения углеводородов - Google Patents
Способ прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для извлечения углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2611085C2 RU2611085C2 RU2014117703A RU2014117703A RU2611085C2 RU 2611085 C2 RU2611085 C2 RU 2611085C2 RU 2014117703 A RU2014117703 A RU 2014117703A RU 2014117703 A RU2014117703 A RU 2014117703A RU 2611085 C2 RU2611085 C2 RU 2611085C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- elements
- backfill
- solid
- coated
- density
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 33
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 116
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 38
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 18
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 3
- 230000001788 irregular Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 2
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000002716 delivery method Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/48—Density increasing or weighting additives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/076—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells specially adapted for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
- E21B43/0122—Collecting oil or the like from a submerged leakage
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Application Of Or Painting With Fluid Materials (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Bidet-Like Cleaning Device And Other Flush Toilet Accessories (AREA)
- Toilet Supplies (AREA)
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Removal Of Floating Material (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Feeding And Controlling Fuel (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов. Способ включает введение высокоплотных твердых элементов засыпки у забоя скважины, через подходящий трубопровод, имеющих многогранную или шаровидную, эллиптическую или параболическую форму, правильную или неправильную, таким образом, чтобы указанные твердые элементы засыпки при введении накапливались с образованием беспорядочной набивки у забоя буровой скважины, формируя столб. Причем наименьший размер составляет более 1 мм и наибольший размер составляет менее 100 мм. При этом столб полностью или по меньшей мере частично блокирует неконтролируемое выделение указанных углеводородов. Введение упомянутых твердых элементов засыпки у забоя скважины производят в последовательности по меньшей мере следующих этапов: осуществляют введение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих диаметр менее 5 мм. Далее осуществляют введение высокоплотных твердых элементов засыпки, покрытых набухающим материалом, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его, введенные на предшествующем этапе, чтобы сформировать второй столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки. Осуществляют ведение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем введенные ранее высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его. Техническим результатом является повышение эффективности сокращения неконтролируемого выделения углеводородов и фонтанирования. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Настоящая патентная заявка относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.
Даже если этот способ может быть главным образом применен для скважин на морских промыслах, он также может быть использован для континентальных скважин.
Постоянное увеличение мировой потребности в жидких углеводородах привело к росту производственной активности в подводных, или шельфовых, разведочных работах и добыче из морских месторождений.
Условия подводной среды, в дополнение к тому, что делает добычу более затруднительной, создают повышенную опасность нанесения ущерба окружающей среде в случае событий фонтанирования, то есть нерегулируемого выброса углеводородов из продуктивных скважин, и/или других неконтролируемых утечек углеводородов в море, например вследствие разрывов подводной трубопроводной системы.
Эти события, даже будучи редкими, не только вызывают потери в плане энергии, но также могут создавать серьезные последствия в отношении безопасности персонала, загрязнения окружающей среды и расходов на восстановление скважины.
В области морского бурения контроль скважин обеспечивают с помощью столба бурового раствора, который создает гидростатическую нагрузку, которая является достаточной для поддержания разницы между давлением в стволе скважины и внешним давлением на регулируемых значениях.
Этот столб бурового раствора, также известный как первичный барьер управления скважиной, присутствует как внутри ствола скважины, так и в трубопроводе, называемом водоотделяющей колонной, который соединяет буровую установку с морским дном.
Кроме того, на морском дне, в сообщении с устьем скважины, как правило, имеются вторичные устройства контроля скважины, называемые противовыбросовыми превенторами, или ВОР, которые действуют как задвижки и могут перекрывать ствол скважины в случае неконтролируемых утечек текучих сред из самой скважины.
В случае разрушения водоотделяющей колонны, например, с последующей потерей статической нагрузки столба бурового раствора, находящегося в водоотделяющей колонне, которая обычно является более высокой, чем статическая нагрузка воды на морской глубине, происходит перекрывание ВОР. Это действие предотвращает возникновение условий фонтанирования из буровой скважины.
В редких случаях, как правило, вследствие исключительных природных явлений, например таких, как уединенная волна, может случиться аварийный срыв как водоотделяющей колонны, так и ВОР, установленных на дне моря, делая невозможным предотвращение перехода буровой скважины в состояние фонтанирования.
Аналогично, аварийные ситуации неконтролируемых выбросов также могут возникать перед монтажом ВОР.
В случае неконтролируемого выброса из подводной скважины в настоящее время могут использоваться разнообразные способы для восстановления контроля над скважиной, например такие, как перекрывание, каптаж, создание разгрузочной скважины и глушение.
Перекрывание представляет собой не поддающееся регулированию событие, представляющее собой самопроизвольное обрушение скважины в условиях неконтролируемого выброса, что, как правило, имеет место в присутствии обширного участка необсаженного ствола скважины.
Каптаж представляет собой способ закрывания задвижки, широко применяемый при неконтролируемых выбросах на континентальных промыслах, но затруднительный для использования на морских промыслах, особенно на больших глубинах.
Создание разгрузочной скважины в настоящее время является самым надежным и наиболее широко применяемым способом, но предполагает большие затраты времени, порядка месяцев, и чрезвычайно высокие расходы.
Воздействие путем глушения состоит во введении специальной колонны наращиваемых буровых штанг (глушильной колонны) внутрь фонтанирующей скважины, которое позволяет применять традиционные способы глушения, такие как циркуляция утяжеленного бурового раствора, перекрывание с помощью задвижек или надувных пакеров и так далее.
Этот метод в настоящее время может быть применен только в случае неконтролируемых выбросов из подводных скважин на малых глубинах, то есть менее 1000 м, которые обеспечивают возможность действовать в условиях сносной видимости под водой, а также возможность перемещать глушильную колонну относительно легко с помощью буровой установки.
Цель настоящего изобретения состоит в сокращении продолжительности операции для прекращения неконтролируемого выброса (в течение нескольких дней против недель/месяцев, необходимых при современных способах), также преодолении возможных вышеупомянутых недостатков благодаря введению в ствол скважины высокоплотных твердых элементов засыпки, имеющих надлежащие размеры.
Еще одна цель настоящего изобретения состоит в том, чтобы обеспечить перекрывание в забое скважины, которое таким образом может также применяться в случаях, в которых целостность скважины не позволяет ни перекрыть устье, ни заглушить ствол скважины нагнетанием бурового раствора из ВОР.
Способ, как предмет настоящего изобретения, прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из скважины для извлечения углеводородов включает введение высокоплотных твердых элементов засыпки у забоя скважины, через подходящий трубопровод, предпочтительно имеющих плотность выше 7000 кг/м3, более предпочтительно выше 10000 кг/м3, имеющих многогранную, шаровидную, эллиптическую или параболическую форму, правильную или неправильную, причем наименьший размер составляет более 1 мм, предпочтительно свыше 2,5 мм, и наибольший размер составляет менее 100 мм, предпочтительно менее 50 мм, таким образом, чтобы указанные твердые элементы засыпки при введении накапливались с образованием беспорядочной набивки у забоя буровой скважины, формируя столб, который полностью, или по меньшей мере частично, блокирует неконтролируемое выделение указанных углеводородов.
Твердые элементы засыпки должны состоять из материала или содержать материал, который позволяет достигать высокой плотности, чтобы обеспечивать их оседание даже в условиях предельно высокой величины расхода потока неконтролируемого выброса, среди материалов, которые могут быть использованы, рекомендуются свинец или вольфрам.
Форма вводимых твердых элементов засыпки предпочтительно является шаровидной, более предпочтительно выбирается из сфер, сплюснутых сфероидов (уплощенных сфер) и вытянутых сфероидов (продолговатых сфер) или многогранников, предпочтительно выбранных из кубов и цилиндров.
Очевидно, что в случае как сфер, так и кубов наименьший размер и наибольший размер совпадают, и, следовательно, предпочтительные диапазоны должны соответствовать минимальным и максимальным значениям одного и того же размера.
По меньшей мере часть вводимых твердых элементов засыпки может быть покрыта материалом или содержать материал, набухающий в контакте с жидкостями, которые выделяются во время неконтролируемого выброса, углеводородами или водой, в зависимости от обстоятельств, предпочтительно выбранный из полимера или смолы.
В этом случае плотность твердого элемента засыпки, покрытого набухающим материалом или содержащего набухающий материал, предпочтительно составляет выше 7000 кг/м3, и плотность материала, образующего снабженный покрытием твердый элемент засыпки, без набухающего материала, составляет выше 10000 кг/м3. Назначение этого набухающего материала состоит в заполнении при расширении пустых промежутков, остающихся свободными между твердыми элементами засыпки во время самопроизвольной упаковки, и тем самым в прекращении или значительном сокращении неконтролируемого течения углеводородов из ствола скважины.
Эти твердые элементы засыпки с набухающим полимером или смолой могут быть получены разнообразными путями, среди которых:
- нанесение покрытия на отдельные твердые элементы засыпки из слоя расплавленного полимера или в форме латекса, с последующим высушиванием;
- нанесение покрытия на отдельные твердые элементы засыпки из гранулированного набухающего материала, надлежащим образом приклеенного к поверхности твердых элементов засыпки самих по себе;
- получение набухающего полимера или смолы шаровой или иной формы и заполнение их одним или более твердыми элементами засыпки для увеличения их веса.
Техническое решение, альтернативное покрытым твердым элементам засыпки, то есть твердым элементам засыпки, содержащим набухающий материал, может быть достигнуто, например, с помощью оболочек или подобных форм, которые при температуре забоя скважины открываются, высвобождая подходящий полимер, который, в результате полимеризации или набухания, закупоривает промежутки между этими твердыми элементами засыпки.
Набухающие смолу или полимер предпочтительно выбирают из тех, которые чувствительны к присутствию углеводородов. Объемное набухание смолы или полимера предпочтительно может варьировать от 50 до 8000%, в зависимости от использованного продукта и толщины нанесенного слоя.
Эти продукты имеются в продаже на рынке и представляют известную технологию, как и способы нанесения на твердые элементы засыпки (такие как сферы или шарики и т.д.).
Соотношение между введенными твердыми элементами засыпки, как не покрытыми, так и не содержащими набухающие материалы, и введенными твердыми элементами засыпки, покрытыми или содержащими набухающие материалы, предпочтительно выбирают от 5/1 до 1/5.
Поверхность твердых элементов засыпки может быть гладкой или шероховатой, сообразно требованиям к нанесению покрытий или доступности.
Способ согласно настоящему изобретению может быть реализован в скважине любого типа для добычи углеводородов, в частности на скважинах морской добычи, в которых предпочтительно присутствуют вторичные устройства контроля скважины, так называемые противовыбросовые превенторы (BOP).
Подходящий подающий трубопровод для введения твердых элементов засыпки у забойной зоны подводной скважины предпочтительно должен соединять плавучее буровое основание подводной скважины с ВОР у забоя скважины; этот трубопровод может представлять собой:
- трубопровод для обслуживания, присутствующий в стволе подводной скважины;
- новый, специально сооруженный трубопровод;
- саму обсадную колонну.
Жидкость, предпочтительно содержащая воду, возможно, загущенную для повышения вязкости воду с добавлением полимерного загустителя, например карбоксиметилцеллюлозы или ксантановой камеди, может быть закачана в подающий трубопровод или канал для твердых элементов засыпки, с концентрациями, известными в композициях бурильных текучих сред, с величиной расхода потока, которая достаточна для обеспечения того, что твердые элементы засыпки также переносятся в горизонтальные или слегка наклонные секции канала. Как только нагнетаемая жидкость достигает ствола скважины, она переносится вверх фонтанирующими текучими средами.
Твердые элементы засыпки могут быть введены в подающий канал на выходном патрубке насосов, с помощью простых, уже существующих устройств, возможно, оптимизированных для обеспечения автоматической подачи указанных твердых элементов засыпки с предпочтительной частотой по меньшей мере один твердый элемент засыпки в секунду, тем самым сокращая время, необходимое для прекращения неконтролируемого выброса.
В качестве подающих устройств могут быть применены или приспособлены, например, устройства для введения уплотняющих шариков (пластиковых шариков, нагнетаемых с кислотой, которые повышают эффективность стимулирования) в ствол скважины.
Характеристики скважины и потока определяют параметры вмешательства: высоту, столб, число и размер твердых элементов засыпки, тип полимера и толщину, надлежащее чередование твердых элементов засыпки без набухающего материала и твердых элементов засыпки, покрытых набухающим материалом или содержащих его (чередование необходимо для предотвращения, в отсутствие вышележащего груза, всплывания набухших твердых элементов засыпки и подъема вверх в колонне), вязкость и величину расхода потока жидкостного носителя (морской воды).
Из расчетов получается, что даже в отсутствие набухающего полимера или в случае его неэффективности, чтобы обеспечить прекращение неконтролируемого выброса, требуется столб из шариков высотой 50-100 метров, который эквивалентен нескольким десяткам тысяч шариков (в зависимости от диаметра необсаженного ствола скважины и/или обсадной колонны). С другой стороны, когда полимер является эффективным, то, как предусматривается изобретением, эффективно действующий столб может быть уменьшен на порядок величины, доводя число шариков до немногих тысяч и, соответственно, сокращая продолжительность введения.
Операция герметизации ствола скважины с помощью этой системы может быть выполнена с помощью двух схем соединения плавучего бурового основания с ВОР:
- обходным путем через линию глушения;
- сверху прямым вертикальным доступом к ВОР (с использованием верхнего колпака или вставной трубы, которая приводится в действие сдвоенным телеуправляемым подводным аппаратом (ROV)).
Эти способы подачи также могут применяться в случае береговых скважин.
Введение высокоплотных твердых элементов засыпки у забоя скважины предпочтительно может быть выполнено в последовательности по меньшей мере следующих этапов:
- введение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих диаметр менее 5 мм, возможно, в форме разбавленной водой дисперсии, чтобы сформировать первый столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки, имеющего подходящую высоту;
- введение высокоплотных твердых элементов засыпки, покрытых набухающим материалом, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его, введенные на предшествующем этапе, чтобы сформировать второй столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки, имеющего высоту предпочтительно между половиной высоты первого столба и удвоенной высотой первого столба;
- введение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем введенные ранее высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его, предпочтительно имеющие примерно такие же размеры, как покрытые твердые элементы засыпки, введенные на предшествующем этапе, чтобы сформировать третий столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки, имеющего высоту предпочтительно между половиной высоты первого столба и удвоенной высотой первого столба.
Характеристики и преимущества способа прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов из скважины согласно настоящему изобретению станут более очевидными из нижеследующего иллюстративного и неограничивающего описания, с привлечением сопроводительных схематических чертежей, в которых:
- фигура 1 представляет схематическое изображение возможного варианта исполнения, включающего морскую буровую скважину (Р) в условиях неконтролируемого выброса; судно (N) для вмешательства в ситуацию, которое также может совпадать с установкой, используемой для бурения скважины, оборудованное нагнетательными устройствами согласно фигурам 4 и 5, устройствами для хранения твердых элементов засыпки и подающими трубопроводами (L) для подачи тяжелых твердых элементов засыпки в ствол скважины;
- фигура 2 представляет подробности возможного пути тяжелых элементов засыпки через имеющиеся задвижки и каналы, где стрелки указывают возможные пути твердых элементов засыпки через подающие трубопроводы в ствол скважины (Р);
- фигура 3 схематически показывает возможный вариант исполнения системы подачи тяжелых твердых элементов засыпки, имеющих малые размеры (показательно имеющих максимальный диаметр не более 3 мм), причем твердые элементы засыпки накапливаются в бункере (Т) и смешиваются в резервуаре (S) с текучей средой (F), чтобы сформировать суспензию (D), нагнетаемую в линию подачи (L) насосом (P);
- фигура 4 схематически показывает устройство подачи твердых элементов засыпки, имеющих более крупный размер, то есть таких, которые не способны непосредственно проходить в нагнетательный насос, причем твердые элементы засыпки накапливаются в подходящем контейнере и вводятся в устройство (А), которое, с помощью специальной системы (V) задвижек, вводит каждый твердый элемент засыпки в текучую среду (F), которая протекает в трубопроводах (L);
- фигура 5 представляет напластование тяжелых твердых элементов засыпки, постепенно введенных в ствол скважины, применимых для достижения заявленных в настоящем изобретении целей, то есть для постепенного сокращения величины расхода потока углеводородов, выделяющихся в окружающую среду, вплоть до полного прекращения течения, причем (А) представляет первый слой непокрытых твердых элементов засыпки, имеющих малые размеры, вводимых до тех пор, пока не будет превышен продуктивный горизонт и не будет наблюдаться снижение величины расхода потока неконтролируемого выброса, (В) представляет второй слой твердых элементов засыпки, имеющих более крупные размеры, покрытых набухающей смолой, (С) представляет третий слой твердых элементов засыпки, имеющих более крупные размеры, не покрытых смолой.
Форма твердых элементов засыпки, показанная сферической, является сугубо графической, поскольку также могут быть другие формы, как уже было указано в тексте.
Ниже представлен один вариант исполнения заявленного способа, который не следует рассматривать как ограничивающий область пунктов патентной формулы.
Пример
Возможный вариант осуществления настоящего изобретения со ссылкой на фигуры 1 и 2, относящиеся к неконтролируемому потоку углеводородов из береговой скважины, представлен последовательностью выполнения следующих операций.
(А) Высокоплотные твердые элементы засыпки, не покрытые смолой и имеющие малый диаметр (<3 мм), в форме разбавленной дисперсии сфер в воде, вводят через трубопроводы (L), имеющие внутренний диаметр 3 дюйма (76,2 мм) (фигура 2), которые соединяют судно с подводным ВОР. Как только эти твердые элементы засыпки достигают внутренности ствола скважины, они падают в противотоке, пока не достигнут забоя скважины, тогда как вода, которая является для них носителем, следует за потоком углеводородов и выходит из самой скважины. Величина расхода нагнетаемого потока этой дисперсии твердых элементов засыпки является такой, чтобы получалась скорость около 5 м/сек в 3-дюймовых (76,2 мм) трубопроводах. Твердые элементы засыпки диспергированы в воде с низкой объемной концентрацией, равной примерно 2,5%, и нагнетаются с помощью устройств, иллюстрированных на фигуре 3 или на фигуре 4. Эта операция нагнетания продолжается до тех пор, пока не будет зарегистрировано явное снижение величины расхода потока подводного неконтролируемого выброса. Например, можно ожидать, что это снижение потребует формирования слоя твердых элементов засыпки, имеющего высоту, равную примерно 60 метрам, то есть равную приблизительно 1 м3 диспергированных твердых элементов засыпки. При установленной концентрации твердых элементов засыпки на уровне 2,5% этот объем был бы получен нагнетанием в скважину приблизительно 40 м3 дисперсии. Однако следует заметить, что положение продуктивного горизонта, из которого выделяются углеводороды, не известно и может отличаться от положения, находящегося у забоя скважины. Поэтому в качестве примера со ссылкой на фигуру 5, допускается, что должен быть сформирован столб (А) твердых элементов засыпки, равный 240 м, прежде чем достигнет продуктивного горизонта, и что дополнительные 60 м твердых элементов засыпки должны быть накоплены выше этого горизонта, чтобы получить заметное снижение величины расхода потока неконтролируемого выброса. Поэтому в совокупности должны быть введены 5 м3 дисперсии, чтобы получить слой твердых элементов засыпки, обозначаемый (А). Выполнение этой операции потребует около 3 часов.
(В) Слой (В) высотой 20 м из твердых элементов засыпки, покрытых набухающей смолой, имеющих более крупный размер, чем твердые элементы засыпки этапа (А), нагнетают над слоем мелких непокрытых твердых элементов засыпки, созданным на предшествующем этапе (А). Эти твердые элементы засыпки вводят с помощью устройства, иллюстрированного в фигуре 4. В качестве примера предполагается, что частота введения этих покрытых твердых элементов засыпки равна примерно 10 твердым элементам засыпки/секунду. Этот поток твердых элементов засыпки проводится через подводящие 3-дюймовые (76,2 мм) трубопроводы с такой величиной расхода потока воды, какая использована на этапе (А). Если считать вес каждого твердого элемента засыпки равным примерно 35 граммам, эта операция потребует введения около 250000 твердых элементов засыпки в ствол скважины и продолжительности операции около 3 часов.
(С) После нагнетания покрытых твердых элементов засыпки следует нагнетание в скважину слоя (С), имеющего высоту 40 м и состоящего из непокрытых твердых элементов засыпки тех же размеров и формы, как на этапе (В), и с использованием такого же оборудования. Следуя такому же анализу, как на этапе (В), это нагнетание потребует около 6 часов.
(D) В целом, формирование трех слоев твердых элементов засыпки, из которых один составлен покрытыми набухающей смолой твердыми элементами засыпки и два состоят из непокрытых твердых элементов засыпки, потребует около 12 часов и ведет к значительному снижению течения углеводородов, выходящих из ствола скважины. В последующие 24-36 часов набухание смолы, присутствующей в промежуточном слое, ведет к полному перекрыванию прохода углеводородов через поры, тем самым обеспечивая полное прекращение неконтролируемого выброса.
Следует отметить, что этот эффект полного прекращения тем самым достигается в течение периода 36-48 часов после начала операций нагнетания твердых элементов засыпки, тогда как значительное сокращение величины расхода потока неконтролируемого выброса может быть получено уже через 6 часов после начала операций.
Твердые элементы засыпки, покрытые набухающей смолой, могут быть получены погружением в латекс из смолы, диспергированный в воде, и последующим высушиванием, возможно, при температуре, подходящей для вулканизации такой смолы, к которой был предварительно добавлен вулканизатор. Результатом этой операции вулканизации является предотвращение растворения смолы в углеводородах, являющегося возможным негативным следствием возобновления течения углеводородов из скважины, и задержка набухания смолы, чтобы получить обнаруживаемые эффекты примерно через 12 часов после первого контакта смолы с углеводородами.
Claims (13)
1. Способ прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из скважины для извлечения углеводородов, который включает введение высокоплотных твердых элементов засыпки у забоя скважины, через подходящий трубопровод, имеющих многогранную или шаровидную, эллиптическую или параболическую форму, правильную или неправильную, причем наименьший размер составляет более 1 мм и наибольший размер составляет менее 100 мм, таким образом, чтобы указанные твердые элементы засыпки при введении накапливались с образованием беспорядочной набивки у забоя буровой скважины, формируя столб, который полностью или по меньшей мере частично блокирует неконтролируемое выделение указанных углеводородов, отличающийся тем, что введение упомянутых твердых элементов засыпки у забоя скважины производят в последовательности по меньшей мере следующих этапов:
a) введение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих диаметр менее 5 мм;
b) введение высокоплотных твердых элементов засыпки, покрытых набухающим материалом, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его, введенные на предшествующем этапе, чтобы сформировать второй столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки;
c) введение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем введенные ранее высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его.
2. Способ по п.1, в котором плотность твердых элементов засыпки, вводимых у забоя скважины, составляет более 7000 кг/м3.
3. Способ по п.1, в котором по меньшей мере часть вводимых твердых элементов засыпки покрыта снаружи или содержит в своей внутренности набухающий материал, выбранный из полимера или смолы.
4. Способ по п.3, в котором плотность твердых элементов засыпки, покрытых снаружи или содержащих в своей внутренности набухающий материал, является большей чем 7000 кг/м3 и плотность материала, образующего покрытый твердый элемент засыпки, без набухающего материала, составляет свыше 10000 кг/м3.
5. Способ по п.3, в котором отношение вводимых твердых элементов засыпки, как не покрытых, так и не содержащих набухающий материал, к вводимым твердым элементам засыпки, либо покрытым, либо содержащим набухающий материал, выбирают из величины от 5/1 до 1/5.
6. Способ по п.1, в котором высокоплотные твердые элементы засыпки, вводимые на этапе a), находятся в форме разбавленной водой дисперсии, чтобы сформировать первый столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки, имеющего подходящую высоту.
7. Способ по п.1, в котором высокоплотные твердые элементы засыпки, вводимые на этапе b), формируют второй столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки, имеющий высоту между половиной высоты первого столба и удвоенной высотой первого столба.
8. Способ по п.1, в котором высокоплотные твердые элементы засыпки, вводимые на этапе с), имеют приблизительно примерно такие же размеры, как покрытые твердые элементы засыпки, введенные на предшествующем этапе, чтобы сформировать третий столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки.
9. Способ по п.8, в котором слой твердых элементов засыпки, введенных на этапе с), имеет высоту между половиной высоты первого столба и удвоенной высотой первого столба.
10. Высокоплотные твердые элементы засыпки, пригодные для введения через подходящий трубопровод в скважину для прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из скважины для извлечения углеводородов, имеющие многогранную или шаровидную, эллиптическую или параболическую форму, правильную или неправильную, причем наименьший размер составляет более 1 мм и наибольший размер составляет менее 100 мм, отличающиеся тем, что указанные твердые элементы засыпки содержат в своей внутренности набухающий материал, который высвобождается в забое скважины и, в результате полимеризации или набухания, закупоривает промежутки между указанными твердыми элементами засыпки.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT001782A ITMI20111782A1 (it) | 2011-10-03 | 2011-10-03 | Metodo per fermare o almeno ridurre il rilascio incontrollato di idrocarburi da un pozzo per l'estrazione di idrocarburi |
| ITMI2011A001782 | 2011-10-03 | ||
| PCT/IB2012/055125 WO2013050905A1 (en) | 2011-10-03 | 2012-09-26 | Method for stopping or at least reducing the uncontrolled release of hydrocarbons, blowout, from a hydrocarbon extraction well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014117703A RU2014117703A (ru) | 2015-11-10 |
| RU2611085C2 true RU2611085C2 (ru) | 2017-02-21 |
Family
ID=44936381
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014117703A RU2611085C2 (ru) | 2011-10-03 | 2012-09-26 | Способ прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для извлечения углеводородов |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9187972B2 (ru) |
| CN (1) | CN103958823B (ru) |
| AP (1) | AP2014007513A0 (ru) |
| AU (1) | AU2012320115B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014007839B1 (ru) |
| DK (1) | DK179676B1 (ru) |
| GB (1) | GB2509629B (ru) |
| IT (1) | ITMI20111782A1 (ru) |
| MX (1) | MX365903B (ru) |
| NO (1) | NO345555B1 (ru) |
| RU (1) | RU2611085C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013050905A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10006265B2 (en) * | 2015-09-22 | 2018-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Polymer plugs for well control |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1094946A1 (ru) * | 1983-02-16 | 1984-05-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ изол ции зон поглощений в скважинах |
| US6153562A (en) * | 1996-09-30 | 2000-11-28 | Schlumberger Technology Corporation | Cementing slurry and method of designing a formulation |
| RU2174587C2 (ru) * | 1999-09-07 | 2001-10-10 | Тарасов Сергей Борисович | Способ временной изоляции поглощающих пластов |
| US20020096330A1 (en) * | 2000-10-03 | 2002-07-25 | James Maurice L. | Bentonite nodules |
| US20090308611A1 (en) * | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Servicing Compositions Comprising a Density Segregation Inhibiting Composite and Methods of Making and Using Same |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3170516A (en) * | 1962-06-25 | 1965-02-23 | Jersey Prod Res Co | Method of plugging a well bore with a thermosetting resin |
| US3765486A (en) * | 1971-06-24 | 1973-10-16 | Shell Oil Co | Well blowout confinement with dense balls |
| US3844351A (en) * | 1973-06-01 | 1974-10-29 | Halliburton Co | Method of plugging a well |
| US7527095B2 (en) * | 2003-12-11 | 2009-05-05 | Shell Oil Company | Method of creating a zonal isolation in an underground wellbore |
| US7077203B1 (en) * | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
| CA2663721C (en) * | 2006-09-20 | 2015-12-29 | Schlumberger Canada Limited | Cementing composition comprising within un-reacted cement |
| US8322431B2 (en) * | 2009-09-04 | 2012-12-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US8833464B2 (en) * | 2010-05-26 | 2014-09-16 | General Marine Contractors LLC | Method and system for containing uncontrolled flow of reservoir fluids into the environment |
| US20110315381A1 (en) * | 2010-06-25 | 2011-12-29 | Foy Streetman | Compositions and method for use in plugging a well |
| US8205677B1 (en) * | 2010-06-28 | 2012-06-26 | Samuel Salkin | System and method for controlling underwater oil-well leak |
| US20120093584A1 (en) * | 2010-10-14 | 2012-04-19 | David Johnson | Method for containing and sealing an oil leak |
| US8215405B1 (en) * | 2011-03-11 | 2012-07-10 | Jorge Fernando Carrascal | Method to shut down a high pressure oil/gas well that is leaking under blowout conditions |
| US8651185B2 (en) * | 2011-05-09 | 2014-02-18 | Los Alamos National Security, Llc | Reducing or stopping the uncontrolled flow of fluid such as oil from a well |
-
2011
- 2011-10-03 IT IT001782A patent/ITMI20111782A1/it unknown
-
2012
- 2012-09-26 BR BR112014007839-4A patent/BR112014007839B1/pt active IP Right Grant
- 2012-09-26 NO NO20140413A patent/NO345555B1/no unknown
- 2012-09-26 DK DKPA201400179A patent/DK179676B1/en active IP Right Grant
- 2012-09-26 AP AP2014007513A patent/AP2014007513A0/xx unknown
- 2012-09-26 AU AU2012320115A patent/AU2012320115B2/en active Active
- 2012-09-26 CN CN201280048523.2A patent/CN103958823B/zh active Active
- 2012-09-26 WO PCT/IB2012/055125 patent/WO2013050905A1/en active Application Filing
- 2012-09-26 RU RU2014117703A patent/RU2611085C2/ru active
- 2012-09-26 US US14/349,021 patent/US9187972B2/en active Active
- 2012-09-26 GB GB1405565.1A patent/GB2509629B/en active Active
- 2012-09-26 MX MX2014003632A patent/MX365903B/es active IP Right Grant
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1094946A1 (ru) * | 1983-02-16 | 1984-05-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ изол ции зон поглощений в скважинах |
| US6153562A (en) * | 1996-09-30 | 2000-11-28 | Schlumberger Technology Corporation | Cementing slurry and method of designing a formulation |
| RU2174587C2 (ru) * | 1999-09-07 | 2001-10-10 | Тарасов Сергей Борисович | Способ временной изоляции поглощающих пластов |
| US20020096330A1 (en) * | 2000-10-03 | 2002-07-25 | James Maurice L. | Bentonite nodules |
| US20090308611A1 (en) * | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Servicing Compositions Comprising a Density Segregation Inhibiting Composite and Methods of Making and Using Same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2012320115B2 (en) | 2016-11-17 |
| GB2509629B (en) | 2019-03-13 |
| NO345555B1 (no) | 2021-04-12 |
| GB2509629A (en) | 2014-07-09 |
| MX2014003632A (es) | 2014-10-06 |
| US9187972B2 (en) | 2015-11-17 |
| DK179676B1 (en) | 2019-03-19 |
| CN103958823A (zh) | 2014-07-30 |
| BR112014007839B1 (pt) | 2021-01-19 |
| AP2014007513A0 (en) | 2014-03-31 |
| NO20140413A1 (no) | 2014-03-31 |
| BR112014007839A2 (pt) | 2017-04-18 |
| CN103958823B (zh) | 2017-09-19 |
| WO2013050905A1 (en) | 2013-04-11 |
| DK201400179A (en) | 2014-03-31 |
| AU2012320115A1 (en) | 2014-04-17 |
| US20140224501A1 (en) | 2014-08-14 |
| WO2013050905A9 (en) | 2014-05-15 |
| ITMI20111782A1 (it) | 2013-04-04 |
| RU2014117703A (ru) | 2015-11-10 |
| MX365903B (es) | 2019-06-19 |
| GB201405565D0 (en) | 2014-05-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106285554B (zh) | 用于固井阶段的井筒压力控制系统及方法 | |
| US10280716B2 (en) | Process and system for killing a well through the use of relief well injection spools | |
| US10344549B2 (en) | Systems for removing blockages in subsea flowlines and equipment | |
| US9416620B2 (en) | Cement pulsation for subsea wellbore | |
| US8967271B2 (en) | Subsea overpressure relief device | |
| US10113382B2 (en) | Enhanced hydrocarbon well blowout protection | |
| GB2547621B (en) | Drilling riser protection system | |
| US11661812B2 (en) | Fluid barriers for dissolvable plugs | |
| US9181776B2 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| EP2580423B1 (en) | Leakage containment system for run-away subsea wells | |
| RU2611085C2 (ru) | Способ прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для извлечения углеводородов | |
| CN106761530A (zh) | 一种用于深水钻井井喷失控的应急封井装置及方法 | |
| Fleming et al. | Overview of production engineering aspects of operating the Denver Unit CO2 flood | |
| US20210396109A1 (en) | Method and system for underground gas injection | |
| US11788381B2 (en) | Mandril assembly for chemical injection in oil wells | |
| MacLeod et al. | Garden Banks 388 Abandonment-Technical Aspects Covering Pigging and Flushing Operations | |
| Audunson et al. | Injection of Oil Spill Chemicals into a Blowing Well | |
| O'Brien et al. | SS FA-Deliquification of an Offshore Oil Well-An Innovative Approach to Overcome Paraffin Plugging |