Категории скважин по гнвп

Содержание

Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Первая категория:
— Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.
— Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3.
— Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков.
— Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
— Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.
— Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.
— Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория:
— Нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 200 м3/м3.
— Нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.

Третья категория:
— Нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического.
— Нагнетающие скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины.

Классификация скважин по степени опасности возникновения ГНВП

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины распределяются на три категории:

Первая категория

  • Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления.
  • Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносного пласта.
  • Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции.

    Рис. 1. Работа аварийно-спасательной службы по ликвидации открытого фонтана нефти

  • Нефтяные скважины, у которых в разрезе близко расположенны между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3-х метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.
  • Нефтяные скважины с газовым фактором, превышающим 100 м3/т.
  • Водонагнетательные скважины на участке водогазового воздействия.
  • Все скважины с отсутствием циркуляции.
  • Разведочные скважины.
  • Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
  • Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.

Вторая категория

  • Нефтяные скважины, у которых пластовое давление выше гидростатического менее чем на 10% и газовый фактор не более 100 м3/т.
  • Нагнетательные скважины с пластовым давлением больше гидростатического менее чем на 10%.

Третья категория

  • Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже гидростатического.
  • Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
  • Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.).

Причины возникновения ГНВП

  • Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
  • Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операциях инструмента и оборудования.
  • Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
  • Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом.
  • Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
  • Несоблюдение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
  • Длительные простои скважины без промывки.
  • Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивающих опасность возникновения газонефтеводопроявлений (даже если пластовое давление ниже гидростатического).

Газ может находиться в скважине в растворенном состоянии, либо в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно).

Рис. 2. Положение газа в скважине

а б в

а — в виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим); б — в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия); в — кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

Первые два положения особой опасности не представляют, потому что забойное давление уменьшается незначительно. Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится.

Так как в идеальных условиях объем газа не изменится (в закрытой скважине), то согласно закону Бойля-Мариотта:

P1V1=P2V2

Такое увеличение давления может повредить скважину или вызвать большое поглощение и как следствие — выброс. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления. На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к выбросу.

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны

  • Низкая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
  • Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”.
  • Некачественное цементирование обсадных колонн.
  • Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.
  • Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
  • Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

Ранее обнаружение ГНВП

Основные признаки газонефтеводопроявлений:

  • Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
  • Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
  • Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
  • Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.
  • Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
  • Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
  • Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
  • Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
  • При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

Абсолютно любое газонефтеводопроявление при неправильных действиях может привести к открытому фонтанированию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

  • Первый работник, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.
  • Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.
  • Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера ТКРС либо ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.
  • Остановить двигатели внутреннего сгорания.
  • Отключить силовые и осветительные линии электропитания.
  • Отключить электроэнергию в загазованной зоне.
  • Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.
  • Прекратить в газоопасной зоне огневые работы, курение, и другие действия, в результате которых возможно искрообразование.
  • Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.п.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.
  • Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.
  • Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны.
  • Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.
  • При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

Методы ликвидации ГНВП

Способ «непрерывного глушения скважины»

При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия в скважине.

В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.

Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то же время и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

Способ «ожидания и утяжеления»

При этом способе после герметизации скважины предварительно утяжеляют необходимый объем жидкости глушения до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят само глушение.

Этот способ весьма опасен, так как всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.

Помимо этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата инструмента.

Способ «двухстадийного глушения скважины»

Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов — стадия вымыва пластового флюида. Затем циркуляцию прекращают, увеличивают плотность раствора глушения и глушат скважину — стадия глушения.

Данный способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его применении создаются наибольшие давления в колонне.

Нежелательным является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления раствора глушения в запасных емкостях.

Способ «двухстадийного, растянутого глушения»

Промывают скважину с противодавлением для очистки жидкости глушения от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего раствора без прекращения циркуляции.

Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.

Способ ступенчатого глушения скважины

Данный способ применяетсяется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.

Предупреждение ГНВП

Сегодня, одной из самых серьезных задач в нефтяной отрасли, является сохранение контроля за скважиной. Статистика за последние годы показывает, что более половины случаев причиной открытых выбросов являются неправильные действия членов бригад. Исходя из этого практика предупреждения ГНВП имеет ряд серьезных недостатков, требующих значительной корректировки.

Причины, объясняющие необходимость направления материальных и интеллектуальных затрат на улучшение практики и технологий предупреждения и ликвидации ГНВП:

  • Защита жизни людей. В условиях открытого фонтанирования жизнь членов бригады бурения, ТКРС, подвергается огромному риску и никакие деньги не могут компенсировать потерю жизни рабочего или инвалидность.
  • Предотвращение потерь полезных ископаемых. Запасы нефти и природного газа на земле ограничены, любая их потеря невосполнима.
  • Защита окружающей среды. Существующий в природе баланс достаточно легко нарушить и любое такое нарушение может иметь значительные по продолжительности и масштабам последствия.
  • Защита материальных ресурсов и оборудования. Цена продуктов топливно-энергетической отрасли во многом зависит от материальных затрат на развитие месторождений. Сюда входят и затраты на бурение, капитальный, подземный ремонт и обслуживание скважин.
  • Предотвращение потерь скважин. Строительство, завершение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин требует значительных материальных вложений. Если на скважине происходит выброс, под угрозой полной потери оказываются миллионы затраченных денег и весь сложный комплекс оборудования скважины.

Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу «Контроль скважины, управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации нефтегазоводопроявлений (способ глушения скважины, метод ожидания утяжеления и т.п.).

Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:

  • Виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;
  • Распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;
  • Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;
  • Списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;
  • Способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков;
  • Режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений;
  • Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;
  • Первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.

Планирование аварийной готовности объекта к возможному возникновению газонефтеводопроявлений следует проводить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к возникновению газонефтеводопроявлений устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием. В бригадах ТКРС обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором, оценкой и корректировкой действий персонала.

Классификация скважин по степени опасности возникновения гнвп


5 Газонефтеводопроявления и открытые фонтаны. План ликвидации возможных аварий

Нефтегазовая библиотека

Категория скважины по опасности возникновения газонефтеводопроявлений.По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

Первая категория:
газовые скважины, независимо от величины пластового давления;
нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3;
нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;
нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;
нефтяные скважины с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 % ;
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %;
нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;
нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория :
нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10 % и газовый фактор более 100 м3/м3, но менее 200 м3/м3;
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %.

Третья категория :
нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м3/м3;
нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.

Категории скважин по степени опасности возникновения ГНВП

Классификация

фонда эксплуатационных скважин по степени опасности их ремонта на разрабатываемых месторождениях нефти и газа ОАО АНК » Башнефть «.

Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых месторождениях и площадях ОАО АНК «Башнефть», а также площадях других регионов (в которых выполняются работы по ремонту скважин подрядным способом) по степени опасности их ремонта подразделяется на три категории и предусматривает на этой основе повышение ответственности руководителей и специалистов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

Классификация фонда скважин по категориям выполняется геологической службой сервисных организаций (ООО НГДУ) по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар или последним замерам пластового давления по состоянию на 01 января каждого года по следующим признакам:

I категория:

1. газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

2. нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 м3/т и более;

3. нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

4. нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;

5. нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 15% и более;

6. нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий предельно-допустимую концентрацию (далее — ПДК) в воздухе рабочей зоны;

7. нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

8. нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфорации до газового пласта менее 10м;

9. нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород отсутствует, но имеются возможности поступления его из верхних незагерметизированных горизонтов (артинский и др.) на устье скважины и создающий загазованность, превышающую ПДК.

IIкатегория:

1. нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м3/т;

2. нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;

3. скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны ГНВП.

IIIкатегория:

1. скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует.

Результаты классификации оформляются в виде таблицы с указанием наименования месторождения (площади) и номеров скважин с указанием их категории (с расшифровкой скважин I-II категории по давлению и по содержанию сероводорода). Таблица подписывается начальниками производственно-технического и геологического отделов ООО НГДУ, согласовывается с местным представителем Башкирского военизированного отряда и утверждается главным инженером и главным геологом ООО НГДУ.

Утвержденная таблица с результатами классификации направляется в 1 квартале каждого года начальникам цехов добычи нефти и газа (нефтепромыслов) и капитального, текущего ремонта скважин для руководства при составлении плана работ на подготовку скважин к ремонту, наряд — задания и актов на прием-передачу скважин бригадами цеха КПРС, принятия мер, обеспечивающих безопасность выполнения этих работ бригадами капитального и текущего ремонта скважин и подготовительными бригадами по глушению скважин. Один экземпляр этой таблицы передается представителю Башкирского военизированною отряда для осуществления контроля.

По скважинам, отнесенным к I- II категориям по содержанию сероводорода выше ПДК, допускается перевод их во II или III категорию, если при проведении анализа попутного газа перед началом ремонта скважины наличие сероводорода не обнаружено или его содержание ниже ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.

В этом случае комиссия, составившая и утвердившая классификацию фонда скважин по степени опасности возникновения ГНВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который согласовывается с представителями Башкирского военизированного отряда.

В плане работ и в наряде-задании в правом верхнем углу бланка делаются предупреждающие надписи:

для скважины I категории — «Первая категория — опасно — сероводород выше ПДК» или «Первая категория — опасно — ГНВП»

для скважины II категории — «Вторая категория Рпл. выше гидростатического до 15%»

«Эля скважины III категории — «Третья категория — Рпл. равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует».

Для всех категорий скважин в плане работ указывается процентное содержание сероводорода, а также: мероприятия, обеспечивающие безопасность выполнения работ при подготовке скважины к ремонту, при ведении ремонта, ИТР, ответственные за выполнение этих мероприятий.

Мероприятия по обеспечению безопасности работ при подготовке скважины к ремонту и в процессе ремонта скважин должны соответствовать требованиям документов, приведенных в настоящем сборнике: «Инструкции по безопасному проведению работ при ремонте скважин, содержащих сероводород» и «Мероприятиям по предотвращению НГВП и ОФ на объектах ОАО АНК «Башнефть» при капитальном и текущем ремонте скважин».

Ответственность за соблюдение требований, изложенных в данной классификации, возлагается на начальника цеха по капитальному и текущему ремонту скважин сервисной организации.

Контроль за выполнением требований, изложенных в данной классификации, возлагается на заместителя главного инженера сервисной организации по промышленной безопасности и охране труда.

Основные признаки газонефтепроявлений

1. Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

2. Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при промывке скважины.

3. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

4. Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при СПО.

5. Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

6. Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

7. Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

Первая категория:

Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.

Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3.

Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков.

Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.

Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.

Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.

Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория:

Нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 200 м3/м3.

Нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.

Третья категория:

Нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического.

Нагнетающие скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны:

Недостаточная обученность персонала бригады по ремонту скважин и ИТР предприятия по методам предупреждения и ликвидации газонефтепроявлений.

Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта.

Не качественное цементирование обсадных колонн.

Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.

Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтепроявлений.

Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтепроявлений.

Снижение прочности обсадной, эксплутационной колонны в результате ее износа.

Категория сложности скважин

Скважины по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений распределяются по следующим категориям:

1 категория

— нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200м³/т и более;

— нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

— нефтяные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 20% и более;

— нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий ПДК в воздухе рабочей зоны (10 мг/м³ для сероводорода; 3 мг/м³ в смеси с углеводородом). Рабочей зоной является пространство, ограниченное по высоте 2 метра над уровнем пола или площадки, на которой находятся места постоянного или непостоянного (временного) пребывания работающих (ГОСТ 12.1.005-88);

2 категория

— нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 20% и нефти имеют газовый фактор менее 200м³/т;

— нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород содержится ниже ПДК в рабочей зоне, при этом пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 10%;

— скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны газонефтеводопроявления.

3 категория

— скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород не превышает ПДК в рабочей зоне, газовый фактор ниже 100 м³/т;

Примечание:

Скважины, расположенные на спецоснованиях, насыпных дамбах, а также на «кустах» считаются на одну категорию выше.

Категория опасности для площадей и отдельных скважин определяется ежегодно комиссией, состоящей из ведущих специалистов технологической и геологической служб НГДУ и противофонтанной службы (АВО).

В отдельных случаях категорийность скважины определяется в оперативном порядке техническим руководителем подразделения и противофонтанной службой с оформлением акта.

2.Схема обвязки противовыбросового оборудования.

Типы и основные параметры противовьгбросного оборудования (ОП) определены ГОСТ 13862-80 .

Установлены следующие типовые схемы противовыбросного оборудования с гидравлическим управлением (рис. 5):

1 — двухгтревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной
крестовиной (см. рис. 5, а);

2 — трехпревеигорная, с двумя линиями манифольда, с одной
крестовиной (см. рис. 5, б);

3 — трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с двумя
крестовинами (см. рис. 5, е.);

4 — трехпревенторная, с тремя линиями манифольда, с двумя
крестовинами (см. рис. 5, г).

Под стволовой частью ОП понимается совокупность состав­ных частей, ось вертикальных проходных отверстий которых со­впадает с осью ствола скважины, последовательно установлен­ных на верхнем фланце обвязки обсадных колонн (включает в себя превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную катушку и разъемный желоб). Манифояьдом ОП называется система тру­бопроводов, соединенных по определенной схеме и снабжен­ных необходимой арматурой (включает в себя линии дроссели­рования и глушения). После установки на устье противовыбросовое оборудование должно быть спрессовано водой.

ОП должно обеспечивать гер­метизацию устья скважины с на­ходящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, расхаживание, проворачивание и протас­кивание бурильных труб с зам­ковыми соединениями и обсад­ных труб с муфтовыми соедине­ниями.

Линии ПВО закрепятся на опорах и направлены в сторону от произв., быт. Сооруж.с уклоном от устья с составлением акта на крепление линий.

Длина линий должна быть:

— для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т не менее 30 м;

— для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин – не менее 100 м.

На новых площадях длина линий устанавливается проектом с учётом нормативов отвода земель и охранных зон, но не должна быть менее 50 м.

В условиях Татарстана длина выкидных линий, составляет по 30 м. каждая, а управление превентора переоборудывается на ручное. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Категории скважин

По своему назначению скважины подразделяются на следующие категории:

  • поисковые;
  • разведочные;
  • эксплуатационные.

Поисковые скважины – это скважины, которые бурят с целью поиска новых залежей (месторождений) нефти и газа.

Разведочные скважины бурят на площадях с уже установленной нефтегазоносностью для уточнения запасов нефти и газа, а также для сбора и уточнения исходных данных, необходимых для составления проекта (технологической схемы) разработки месторождения.

Тест на знание английского языка Проверь свой уровень за 10 минут, и получи бесплатные рекомендации по 4 пунктам:

  • Аудирование
  • Грамматика
  • Речь
  • Письмо

Проверить

При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

  • основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
  • резервный фонд скважин;
  • контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
  • оценочные скважины;
  • специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
  • скважины-дублеры.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины.

Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:

Узнай стоимость написания работы Получите ответ в течении 5 минут. Скидка на первый заказ 100 рублей!

  • наблюдательные — для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;
  • пьезометрические — для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта. Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С1.

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов. К специальным относятся водозаборные, поглощающие скважины:

  • водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.
  • поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *