Содержание
ГНВП и ОФ
Давление в скважине. Условие равновесия.
Причины ГНВП при ремонте скважин.
Возможные причины возникновения ГНВП при разбуривании цементных мостов, перфорации и длительных перерывах в работе.
Признаки обнаружения ГНВП.
Газо- и нефте- проявления и их особенности.
Причины перехода НГВП в ОФ.
Конструкция скважины и требования к ней.
Способы определения герметичности обсадных колонн
Расчет опрессовки ПВО.
Инструктажи по предупреждению возникновения ГНВП и ОФ.
Организация проведения учебных тревог.
Мероприятия по предупреждению ГНВП и ОФ.
14)Правила Т/Б при ремонте скважин.
Общие требования по безопасности работ при разработке месторождений содержащих Н2S.
Промывочные и задавочные жидкости их параметры и контроль за параметрами.
Действие членов бригад КПРС при НГВП.
Классификация фонда эксплуатационных скважин по степени их опасности ремонта.
Причины образования гидратных и парафиновых пробок и асфальто-смолистых отложений.
Способы борьбы с отложениями парафина. Предупреждение образования парафиновых пробок.
ГНВП и ОФ
При бурении, добыче и ремонте скважин возникает осложнение вследствие поступления флюида в ствол скважины при этом, возникает избыточное давление на устье. Основной причиной является падение давления в стволе скважины ниже пластового. Это происходит вследствие снижения плотности промывочной жидкости вызванного разгазированием пластового флюида, понижением уровня в скважине из – за поглощения или при подъеме инструмента без долива, а также при недостаточном объеме задавочной жидкости при глушении, недостоверные данные о пластовом давлении, нарушении технологии ремонта, недостаточная обученность персонала бригады практическим действиям по герметизации устья при ГНВП. Поступление флюида подразделяет на ГНВП и ОФ.
ü ГНВП – это поступление пластового флюида в ствол скважины, интенсивность которого можно регулировать воздействием на пласт через устья после герметизации при помощи противовыбросового оборудования. ГНВП делится на газовое, жидкостное и смешанное.
ü Газопроявление более опасно чем жидкостное вследствие малой вязкости и плотности, способности газа в больших пределах изменять свои объем и плотность. Оно возникает и переходит в свое фонтанирование значительно быстрее других видов.
ü Жидкостное протекает медленнее, но его трудно обнаружить в начальной стадии.
ü Смешанное имеет свойство как газового, так и жидкостного проявления, поэтому его ликвидация имеет особенность.
ü Открытое фонтанирование – это не управляемый выход флюида устью скважины. В результате отсутствия разрушения или герметичности ПВО.
ü Грифоны – это выход пластового флюида на поверхность за пределами устья скважины по трещинам, возникает в основном при газопроявлениях во время бурения.
ü Межколонное проявление – выход флюида в межколонных кольцевых пространствах, в результате некачественного цементирования колонн.
Давление в скважине. Условие равновесия.
При бурении, ремонте, добыче пользуются следующими определениями давлений:
ü Пластовое давление Pпл (давление под которым флюид находится в порах пласта.)
ü Давление столба жидкости - Pж.
ü Давление гидросопротивления - Pгс.
ü Давление поглощения Pпогл (давление, при котором возникает массовое фильтрация жидкости в пласт).
ü Давление ГРП Pгрп (давление, при котором нарушается структура пласта с появлением трещин).
ü Pдин – возникает в стволе скважины при промывки или СПО
ü Буферное давление Pбуф (давление на устье в трубах).
ü Давление затрубное - Pзат.
ü АВПД (давление, при котором Pпл превышает условное гидростатическое Pпл > Pусл (давление столба воды на пласт).
Pпл
ü Кан – коэффициент аномальности К= -------- (от1.15 до 2.5). Pусл
Основное условие равновесия скважины
Pпл ≥ Pж ≥ Pпог
При этих условиях скважина не проявляет и не поглощает. Давление столба жидкости должно превышать пластовое.
Pж = Pпл + P
P – превышение давление столба жидкости над пластовым, которое должно составлять 10 – 15 % от Pпл в интервале от 0 до 1200 м, но не более 15%.
Исходя из этих условий, определяется плотность промежуточной жидкости:
Pж P + P 3
γ = ----------- = ---------------- [ г / см ]
0.1 Н 0.1 Н
