Что такое гнвп в крс короткие определения

Газонефтеводопроявления (ГНВП)

На многих месторождениях, особенно с АВПД, после цементирования обсадной колонны наблюдаются заколонные ГНВП. При этом происходит насыщение газом вышележащих пористых горизонтов.

При правильном подходе к установлению природы и причин ГНВП, а также проведением ряда профилактических и организационно-технических мероприятий, можно снизить, и даже свести к нулю масштабные затраты времени и средств на ликвидацию фонтанов и грифонов.

Наиболее характерные осложнения в процессе бурения скважин на газ и их эксплуатации, которые требуют незамедлительного ремонта:
— насыщение промывочной жидкости газом;
— межколонные газопроявления, которые связаны с негерметичностью резьбовых соединений обсадных колонн;
— межколонные или заколонные каналообразования, которые связаны с физическими или химическими процессами в кольцевом пространстве; поступление газа по ним;
— накопление газа в затрубном или межтрубном пространстве;
— межколонные перетоки; насыщение вышележащих пластов газом;
— грифонообразования.

Объяснение причин движения газа, определение природы газопроявлений, сведение результатов экспериментов и наблюдений в единую теорию, является очень сложной задачей. Однако в случае несвоевременного предпринятия мер по проведению ремонтных работ, либо устранению вышеописанных осложнений, они могут перерасти в открытые газовые или нефтяные фонтаны.

Признаки ГНВП

Поступление пластового флюида в скважину, определенно отражается на гидравлических характеристиках потока и свойствах промывочной жидкости, которая выходит из скважины.

В зависимости от времени поступления, интенсивности притока флюида, признаки и сигналы которые возникают на поверхности обладают различной информативностью и значимостью. Практикой установлены основные признаки ГНВП:
— увеличение уровня (объема) промывочной жидкости и циркуляционной системе;
— рост скорости потока промывочной жидкости на выходе из скважины;
— увеличение выше расчетного уровня (объема) промывочной жидкости в циркуляционной системе при спуске инструмента;
— рост механической скорости бурения;
— увеличение содержания газа в промывочной жидкости;
— изменение свойств промывочной жидкости;
— изменение давления на буровых насосах.

Вместе со шламом, или через стенки скважины, в промывочную жидкость постепенно, в виде мелких пузырьков, может проникать газ. Во время продолжительных перерывов промывочная жидкость очень сильно насыщается газом. Это объясняется тем, что пузырьки газа, которые находятся на забое скважины, ввиду нахождения под большим давлением сильно сжаты, отчего очень малы. При восстановлении циркуляции, промывочная жидкость с пузырьками газа поднимается вверх. С уменьшением глубины, уменьшается давление, и пузырьки газа увеличиваясь в размере становятся довольно крупными, и, занимая определенный объем значительно уменьшают удельный вес промывочной жидкости. С уменьшением удельного веса, уменьшается гидростатическое давление столба жидкости в скважине, что приводит к выбросу.

Вода и нефть, которые постепенно просачиваются в скважину, тоже уменьшают удельный вес промывочной жидкости, что по аналогии с газом, также может привести к выбросу. Недолив скважины при подъеме инструмента, или потеря циркуляции проводят к понижению уровня в скважине, соответственно уменьшению гидростатического давления, в результате чего может возникнуть выброс.

В вышеуказанных случаях, необходимо произвести увеличение подачи буровых насосов, приостановить процесс бурения до особого распоряжения, и наряду с этим выполнить дегазацию промывочной жидкости.

Для предупреждения выброса, должно выполняться условие превышения гидростатического давления столба жидкости в скважине на 5-15% над пластовым. Это давление называется избыточным, и достигается утяжелением бурового раствора, посредством реагентов «утяжелителей». При этом необходимо обращать особое внимание на значение условной вязкости раствора, по возможности сохраняя его минимальным.

Однако, следует иметь ввиду, что для предупреждения выбросов нельзя ограничиваться только лишь утяжелением промывочной жидкости. Утяжеление раствора это весьма длительная операция, а выброс может начаться неожиданно, в чрезвычайно малый промежуток времени.

Устье скважины должно быть оборудовано специальным противовыбросовым оборудованием, которое позволяет предотвратить выброс немедленным закрытием скважины

Источник

Признаки обнаружения ГНВП

Подразделяются на раннего и позднего обнаружения.

Признаки РАННЕГО обнаружения подразделяются на прямые и косвенные.

6-1. ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ: ( напрямую показывают о ГНВП)

1. Увеличение объема (уровня) ПЖ в приемных емкостях.

2. Увеличение скорости потока р- ра на выходе из скважины.

3. Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

4. Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента.

5. Движение р- ра по желобам при отсутствии промывки и СПО.

При обнаружении любого прямого признака необходимо загерметизировать устье скважины.

11-1 Б. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ: (Может быть признаком как ГНВП так и аварийной ситуации на скважине)

1. Изменение давления промывки по манометру на стояке. (Давление падает)

2. Увеличение веса инструмента по ГИВ-6 (ИВЭ).

3. Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте.

4. Увеличение крутящего момента на роторе.

5. Повышение содержания газа в ПЖ.

ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.

Признаки ПОЗДНЕГО обнаружения:

1. Снижение плотности ПЖ.

2. Увеличение вязкости ПЖ.

3. Перелив р- ра через устье (выкидывание р-ра).

4. Появление пачки газа или нефти на устье скважины.

— увеличение скорости спуска;

(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба ПЖ и уменьшение противодавления на пласт, приводит к ГНВП)

— увеличение диаметра инструмента;

— уменьшение диаметра скважины;

— увеличение вязкости раствора;

1. Ограничение скорости спуска инструмента.

2. Соблюдение регламента промежуточных промывок.

3. Проработка сужений, сальников призабойной зоны.

5-1. ГНВП при подьёме инструмента.

1. –не контролируемый долив, или подъем без долива;

2. –подъем инструмента с сифоном;

3. –превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)

2 – Контроль за параметрами промывочной жидкости.

3 – Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).

4 – Запрещение подъема с сифоном и поршневанием.

5 – Ограничение скорости подъема.(согласно ГТН)

4-1. ГНВП при бурении и циркуляции, причиной может быть:

а)- повышение плотности бурового раствора;

б)- понижение плотности бурового раствора;

в)- увеличение гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве.

Р А С С М О Т Р И М эти причины.

— насыщения р-ра глинистой фазой при проходке глинистых отложений;

— загрязнения р-ра шламом;

— приготовления р-ра завышенной плотности.

— разгазировании р-ра газом из пласта;

— разбавлении р-ра нефтью и пластовой водой;

— вспенивании р-ра при хим. обработке;

— выпадении утяжелителя в осадок.

— и большой глубины скважины.

При увеличении гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве создаётся дополнительное давление на пласты, что приводит к поглощению с падением уровня раствора в скважине.

а).- вследствии спуска и крепления ОК в условиях поглощения; (СПУСКАТЬ ОК в

ОСЛОЖНЁННУЮ скважину ЗАПРЕЩАЕТСЯ. )

б).- недолива жидкости в колонну при ее спуске, при наличии обратного клапана;

в).- отсутствие промежуточных промывок;

г).- гидропоршневого эффекта при спуске ОК;

Следует учитывать объемы и удельные веса:

а) жидкости глушения;

б) буферной жидкости;

в) цементного раствора;

г) продавочной жидкости.

Источник

Контроль скважин. Предупреждение газонефтеводопроявлений при КРС

Причины и виды проявлений газонефтеводопроявлений, основные признаки. Категория скважин по опасности их возникновения. Технико-технологические требования по предупреждению аварий. Противовыбросовое оборудование. Типовые схемы оборудования устья скважины.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки РФ

Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

“ Контроль скважин. Предупреждение газонефтеводопроявлений при КРС”

Составил ст.гр. ГБ-06-01

Виды проявлений. Причины ГНВП

Категория скважин по опасности возникновения ГНВП

Основные признаки ГНВП

Действия персонала при ГНВП и ОФ

Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП

Типовые схемы оборудования устья скважины ПВО

скважина газонефтеводопроявление противовыбросовое оборудование

Открытые Фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями.

* непроизводственные материальные и трудовые затраты;

* загрязнение окружающей среды (разливы нефти или

минерализованной воды, загазованность и др.);

* перетоки внутри скважины, вызывающие истощение

месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;

* случаи человеческих жертв.

Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, без которого невозможно определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления.

Каждый открытый фонтан проходит стадии:

* Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.

Газонефтеводопроявления прежде всего влияют на увеличение времени ремонта, затраты на материалы и технику. А переход ГНВП в открытое фонтанирование может привести к потере оборудования, гибели людей а так же к большим материальным затратам, связанным с ликвидацией фонтана и его последствий.

Виды проявлений. Причины ГНВП

Проявления подразделяются на три вида по состоянию вещества флюида: газопроявление, нефтеводопроявление и газонефтеводопроявлепие.

Газопроявление наиболее опасно.

Повышенная опасность газопроявления объясняется следующими свойствами газа:

* Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

* Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

* Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.

Нефтеводопроявления возникают медленнее, чем газопроявления. Основная опасность состоит в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки и газопроявления и жидкостного проявления, поэтому их ликвидация наиболее трудна.

Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:

Недостаточная плотность раствора «следствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.

* Недолив скважины при спуско-подьемных операциях.

* Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

* Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или не выдержка рекомендуемого времени отстоя между циклами.

* Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.

* Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.

* Длительные простои скважины без промывки (Более 36 часов).

* Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения ГНВП даже если пластовое давление ниже гидростатического.

Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны:

* Недостаточная 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.

Категория скважин по опасности возникновения ГНВП

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м’/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.

нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м^м3, но менее 200 м’/м3;

нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %.

нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м^м3;

нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.

Основные признаки ГНВП

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 уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

Появление флюида на устье скважины.

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».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Действия персонала при ГНВП и ОФ

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявления.

Первый, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.

Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик (старший оператор) обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.

Установить наблюдение за давлением на эксплуатационную колонну.

Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана.

* 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 все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование.

* Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), 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.

Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений

Исходя из признаков ГНВП бригады оснащаются следующими приборами и средствами для обнаружения ГНВП:

* Уровнемеры различных конструкций.

* Приборы для определения плотности жидкости.

* Приборы для определения изменения давления.

* Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине.

Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП

фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

— жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;

— жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

— жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;

жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;

— содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Определение плотности жидкости глушения.

Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

* Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м ) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ,

* При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

Как правило, для глушения используется пластовая вода или специально приготовленная вода (утяжеленная) на основе хлорида кальция СаС1з. Реже используется пресная вода.

Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на 0,02 г/см3.

Подготовительные работы к глушению скважины.

— Скважина останавливается и разряжается, проверяется исправность запорной арматуры.

— Определяется величина текущего пластового давления.

— Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.

— Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.

— Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.

— Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.

Технология глушения скважины

— Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

— Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.

— При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

Признаком окончания цикла глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины

Противовыбросовое оборудование (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Основная задача комплекса: сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение следующих работ:

спуск-подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;

циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;

оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

Превентор универсальный позволяет герметизировать любую часть бурильной колонны, проводить расхаживание, проворачивание (на гладкой части трубы), протаскивание замковых и муфтовых соединений при герметизированном устье, а также перекрывать скважину в случае отсутствия в ней колонны труб (рис. 1).

Корпус и крышка представляют собой стальные литые или кованые детали, соединенные при помощи прямоугольной резьбы.

На боковой поверхности корпуса предусмотрены отверстия для подвода жидкости от установки гидравлического управления и ушки для подъема превентора и крепления его на устье скважины.

Плунжер ступенчатой формы с центральным конусным отверстием, в котором установлен уплотнитель.

При нагнетании масла под давлением в запорную камеру плунжер движется вверх, обжимает уплотнитель, резиновое кольцо и вставки, которые перемещаются при этом к центру скважины и герметизируют любую часть колонны, оказавшуюся в зоне уплотнителя, или перекрывают скважину при отсутствии в ней колонны труб.

При нагнетании масла в распорную камеру закрытого превентора плунжер из верхнего положения перемещается вниз, вытесняя жидкостъ из запорной камеры в сливную линию установки гидравлического управления. Уплотнитель при этом разжимается и принимает первоначальную форму.

Для работы в зимнее время превентор оснащен камерой обогрева 10.

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах. Плашечные превенторыобеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления.

Превентор с гидроуправлением

Плашечные превенторы (рис. 2, 3) поставляются в комплекте противовыбросового оборудования или «россыпью».

Превентор плашечный сдвоенный

Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Привод плашек в основном дистанционный гидравлический, реже ручной.

Плашечные превенторы с ручным управлением

На рис. 6 приведены превенторы с ручным управлением.

* одинарный типа ПП- 180×21(35)

* сдвоенный типа ППР2-230х21

Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии или отсутствии колонны труб.

1-с конической наружной поверхностью уплотнителя;

2- со сферической наружной поверхностью уплотнителя;

условный диаметр прохода, мм;

рабочее давление, Мпа;

исполнение (при необходимости) в зависимости от характеристики скважинной среды.

Общий вид кольцевых превенторов

Общий вид кольцевых превенторов показан на рис. 7.

Для работы в условиях отрицательной температуры превенторы оснащены камерами обогрева.

Вращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для автоматической герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны, в том числе ведущих, утяжеленных, насосно-компрессорных, а также замковых соединений бурильных труб, при ее вращении, расхаживании, наращивании и выполнении спуско-подъемных операций. Устанавливают ПВ над блоком превенторов вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, с продувкой газообразными агентами, с обратной промывкой, с регулированием дифференциального давления в системе «скважина-пласт», а также при вскрытии продуктивных пластов на «равновесии» и «с депрессией» в климатических условиях широкого диапазона зон по ГОСТ 15150-69.

Общий вид превенторов

Общий вид вращающихся превенторов показан на рис. 9, 10.

Рис. 9. Роторный герметизатор

Основные узлы и детали ПВ

зажимы для рабочей трубы,

Типовые схемы оборудования устья скважины ПВО

Данная схема применяется при ремонте скважин второй категории, однако тоже требует повышенного внимания. Для герметизации устья используется комплекс герметизирующего оборудования. В зависимости типа скважинного оборудования применяются различные вставки. Герметизация осуществляется за счет веса НКТ, поэтому во время простоев рекомендуется в скважине держать около 100м НКТ.

Затрубное пространство герметизировано план- шайбой. Пространство НКТ- штанги герметизируются штанговым превентором.

При перфорации и свабировании применяется спаренный превентор с прямыми и трубными плашками. При освоении скважины скважинная жидкость направляется в специальную емкость для сбора и последующей утилизации.

1)Учебное пособие ”Ведение ремонтных работ в скважине”

Размещено на www.allbest.

Подобные документы

Особенности вскрытия продуктивных горизонтов. Общая характеристика противовыбросового оборудования для герметизации устья скважины. Этапы расчета гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе. Способы определения интервалов цементирования.

контрольная работа [1,1 M], добавлен 04.05.2014

Оборудование ствола и устья скважины. Характеристика и условия работы насосных штанг. Законтурное и внутриконтурное заводнение. Классификация скважин по назначению. Ликвидация песчаных пробок гидробуром. Методы воздействия на призабойную зону пласта.

курсовая работа [1,7 M], добавлен 26.10.2011

Причины и механизм самопроизвольного искривления ствола скважин, их предупреждение. Назначение и область применения наклонно-направленных скважин. Цели и способы направленного бурения. Факторы, определяющие траекторию перемещения забоя скважины.

курсовая работа [1,4 M], добавлен 21.12.2012

Проектирование конструкции скважины для разведки залежей угля. Определение свойств горных пород и геолого-технических условий; выбор бурового оборудования и способа бурения; расчет режимных параметров. Предупреждение и ликвидация аварий, охрана труда.

курсовая работа [1,4 M], добавлен 20.02.2013

Виды скважин, способы добычи нефти и газа. Вскрытие пласта в процессе бурения. Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны. Общие работы по ремонту скважин. Обследование и подготовка ствола скважины. Смена электрического центробежного насоса.

учебное пособие [1,1 M], добавлен 24.03.2011

Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины. Обоснование конструкции скважины на данной площади. Оборудование устья скважины и технологическая оснастка обсадной колонны. Подготовка ствола к спуску, спуск и расчет обсадных колонн.

курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.07.2010

Добыча полезных ископаемых методом подземного выщелачивания и о геотехнологических скважинах. Технология бурения геотехнологических скважин. Буровое оборудование для сооружения геотехнологических скважин. Конструкции и монтаж скважин для ПВ металлов.

реферат [4,4 M], добавлен 17.12.2007

Источник