Практические действия бригады КРС при возникновении газонефтепроявлений и открытых фонтанов

1.  Газонефтепроявление при СПО с установленным на устье скважины превентором.

Ø  Прекращает СПО

Ø  Наворачивает на последнюю трубу обратный клапан

Ø  Приподнимает колонну НКТ, демонтирует спайдер и закрепляет тормоз лебедки.

Ø  Закрывает превентор трубный.

Ø  Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Ø  Сообщает о случившемся мастеру.

Ø  Ведет контроль за давлением на устье скважине.

2. Газонефтепроявление при отсутствии в скважине НКТ с установленным на устье превентором.

Ø  Наблюдая за состоянием скважины, попытаться спустить наибольшее количество НКТ.

Ø  В случае невозможности спуска НКТ в скважину, закрывает глухие плашки превентора.

Ø  Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Ø  Сообщает о случившемся мастеру.

Ø  Ведет контроль за давлением на устье скважине.

3. Газонефтепроявление во время перфорации скважины.

Ø  Прекращает работы по перфорации, извлекает перфоратор. Спускает максимальное возможное количество НКТ (если позволяет состояние скважины).

Ø  Закрывает трубные плашки превентора.

Ø  Если нет возможности поднять перфоратор, отрубает кабель с помощью обмедненного инструмента.

Ø  Закрывает глухие плашки превентора.

Ø  Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Ø  Сообщает о случившемся мастеру.

Ø  Ведет контроль за давлением на устье скважине.

4. Газонефтепроявление при производстве геофизических работ.

Ø  Немедленно прекращает геофизические работы. Попытаться на повышенной скорости поднять прибор из скважины.

Ø  Если нет возможности поднять прибор, отрубает кабель с помощью обмедненного инструмента.

Ø  Закрывает глухие плашки превентора.

Ø  Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Ø  Сообщает о случившемся мастеру.

Ø  Ведет контроль за давлением на устье скважине.

5. Газонефтепроявление при прихвате инструмента.

Ø  Интенсивным расхаживанием попытаться освободить инструмент от прихвата.

Ø  В отрицательном случае инструмент отвернуть как можно ближе к месту прихвата.

Ø  Выбросить верхнюю трубу НКТ на мостки .

Ø  Навернуть на НКТ обратный клапан, квадрат, поднимает инструмент на вес, закрепляет тормоз лебедки.

Ø  Закрывает трубные плашки превентора.

Ø  Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Ø  Сообщает о случившемся мастеру.

Ø  Ведет контроль за давлением на устье скважине.

6. Газонефтепроявление при СПО с ЭЦН.

Ø  Прекращает СПО.

Ø  Производит рубку КРБК (кабель ЭЦН) с помощью обмедненного инструмента и закрепляет отрубленный конец кабеля на последней НКТ при помощи клямс.

Ø  Приподнимает подвеску НКТ, и демонтирует спайдер.

Ø  Наворачивает на последнюю трубу обратный клапан.

Ø  Закрывает трубные плашки превентора.

Ø  Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.

Ø  Сообщает о случившемся мастеру.

Ø  Ведет контроль за давлением на устье скважине.

7. Открытый фонтан.

Ø  Выводит людей и спецтехнику из опасной зоны.

Ø  Отключает электроэнергию, останавливает двигатели внутреннего сгорания, тушит все бытовые и технические топки.

Ø  Расставляет посты на прилегающей к скважине территории.

Ø  Оповещает все соседние производственные объекты, которые могут оказаться загазированной зоне.

Ø  Прекращает движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах.

Ø  Сообщает руководству предприятия, противофонтанной службе и пожарной охране о возникновении открытого фонтана.

Ø  Принимает меры к недопущению растекания нефти.

Причины возникновения газонефтепроявлений

1. Главным условием возникновения газонефтепроявлений является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.

2. Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой КРС.

3. Недолив скважины при СПО.

4. Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

5. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями (пачками).

6. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступлении газа из пласта.

7. Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважины.

8. Длительные простои скважины без промывки при перерывах в процессе работы СПО.

9. Снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт в следствии:

Ø  Подъема инструмента при наличии «сальников» - поршневание.

Ø  Снижение уровня промывочной жидкости по мере извлечения из скважины подземного оборудования.

10. Способность газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

11. Способность газовой пачки к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

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.

Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Первая категория:

Ø  Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.

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

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

Ø  Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.

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

Ø  Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.

Ø  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:

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

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

Третья категория:

Ø  Нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического.

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

Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны.

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

Ø  Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта.

Ø  Не качественное цементирование обсадных колонн.

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

Ø  Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

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

Ø  Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтепроявлений.

Ø  Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтепроявлений.

Ø  Снижение прочности обсадной, эксплутационной колонны в результате ее износа.

Доливная емкость и проведение СПО насосно-компрессорных труб.

Доливная емкость – это емкость для долива скважины при проведении подъеме инструмента, когда необходимо поддерживать уровень раствора на устье. Предназначена для быстрого заполнения скважины и точного определения долитого объема раствора.

Доливные емкости при КРС должны быть не менее 4м3, иметь градуировку объема с ценой деления не более 0,5 м3 и размером деления не менее 20 см, оборудованы уровнемерами. Доливная емкость устанавливается таким образом, чтобы обеспечить самодолив скважины или принудительный долив при помощи насоса (ЦА-320). Долив скважины, производится промывочной жидкостью, параметры которой соответствуют параметрам жидкости в скважине.

Производство долива при доливе инструмента осуществляется двумя видами:

Ø  Непрерывный долив.

Ø  Долив через определенное количество поднятых НКТ.

При непрерывном доливе должен быть постоянным контроль за соответствием объема долива и скорости поднимаемых труб и прекращение его при остановках. Во втором случае необходимо рассчитать возможное количество поднимаемых труб без долива. Эта величина зависит от диаметра скважины, поперечного сечения труб и допустимой депрессии на пласт.

Таблица № 1. Объем доливаемой (вытесняемой) жидкости.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18