Что такое открытый фонтан при гнвп

Тема 1. Основные понятия о ГНВП и фонтанах.

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

n потеря бурового и другого оборудования

n непроизводственные материалы и трудовые затраты;

n загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. ) ;

n перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;

n 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, при которой невозможно определить начало ГНБП 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.

Тема 1.1 Основные понятия о давлениях в скважине.

Давление, P – Мпа; кгс/см.2.

В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.

Гидравлические потери (сопротивление) Pr.c, Мпа; кгс/см.2. Гидравлические потери определяются как давление, которое необъодимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.

Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

Избыточное давление, Pиз- кгс/см.2.Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Pиз.т. и колонне Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе +Pr.c.

Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.

Избыточное давление в обсадной колонне, Pиз.к.

Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:

— в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;

Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.

Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).

ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах :

для скважин с глубиной до 1200м Р=10% Р пл, но не более 1,5 МПа

для скважин с глубиной более 1200м Р=5% Р пл, но не более 3,0 Мпа

При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:

Определение забойных давлений ( Рзаб )

· Забойное давление при механическом бурении и промывке

Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :

При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.

Источник

Раздатка.Инструкция. понятие о гнвп. Выбросе и открытом фонтане гнвп

1. ПОНЯТИЕ о ГНВП. ВЫБРОСЕ и ОТКРЫТОМ ФОНТАНЕ

ГНВП возникает в основном за счет снижения забойного давления (Р_заб) ниже пластового (Рпл.) Рзаб кгс /_см ) определяется величиной столба жидкости ( Ь = м ) и её плотностью ( у = ^1^ )

Плотность рабочей промывочной жидкости определяется исходя из необходимого для проведения

Н-глубина залегания продуктивного горизонта.

Необходимое для проведения работ Р_г должно превышать Р^ скважины на величину Л Р.

Р^=Р_пл +АР; у = Рпл +А ^ хЮ

п АР-берется из Правил безопасности п. 2.7; 3.3 Выводы:

Чтобы не создавались условия для ГНВП при проведении работ, не допускается снижение плотности промывочной жидкости. Правила безопасности п. 2.7; 3.7 допускает колебание плотности не более 0,02 ф /_см 3

В зависимости от проводимых работ гидростатическое давление в скважине может измениться и к нему могут добавиться положительное или отрицательные динамические составляющие Р_заб.

5.1. Работы, проводимые с промывкой скважины

5.1.1. При прямой промывке:

Р_ГС-гидравлическое сопротивление скважины при промывке(давление на насосе)

Р_гст-гидравлическое сопротивление труб (включая перепад на долоте и исключая перепад на турбобуре при турбинном бурении).

5.1.2. При обратной промывке:

Величина соотношения: Р_гст = | —5 5— / Б*«. и Р_гек =

0,140 до 0,168 м и при НКТ в них 0,06 и 0,073 м.

5.2 Забойное давление при остановках без промывки.

Для глинистых растворов нормальной структуры ДР_СТ = (0,02 * 0,05) Р_г для цементных растворов АР может быть значительно больше. Выводы:

у снижение Р_г за счет извлечения труб из скважины.

6. Причины возникновения условий для ГНВП
6.1 Технологические причины

7. ГНВП при забойном давлении, превышающим пластовое

РД 39-0147009-544-87 объединяет величины Т и 2 в один коэффициент

К =

Тщ, и 2пл-для проявившего горизонта

Величина К определяется по номограмме в зависимости от глубины горизонтов и их

Для проявившего горизонта с глубиной Н и имеющего Рщ,

Для любого сечения ствола рассчитывается р, = ±—^

где [Р]-допустимое давление в зоне этого сечения, ап-глубина его нахождения, и

определяется по номограмме К,

Расчётная величина для сечения К = —— для устья К, = 1

9.3.1 Скорость подъёма газа в скважине составляет в среднем 300 7_час

Фактическая скорость может превышать среднюю в 3 — 4 раза, но в некоторых случаях газ вообще не поднимается по стволу скважины.

9.3.4 Примерная скорость подъёма определяется по формуле У= х ]0, где

17 ДР — изменение давления на устье скважины за время X— час у — плотность промывочной жидкости в скважине

Разница между расчётной скоростью и фактической может быть значительной, т.к. при подъёме газа может происходить частичное поглощение промывочной жидкости, которое повлияет на изменение устьевого давления.

Давление насыщения — это давление, при котором начинается выделение газа растворенного в нефти. Опасность представляет поступившая в скважину нефть с большим газовым фактором и с давлением насыщения значительно меньшим пластового давления.

10. Устьевые давления после герметизации скважины при газопроявлении.

Когда ГНВП возникло при промывке и газ не поступил в трубы. Давление на устье в трубах — Р_изт определяется

Давление на устье в затрубном пространстве — Р_изк определяется

11.1 Устье скважины загерметизировано

13.2 Для обсаженной части ствола скважины

Для устья скважины и ПВО — к = 0

Давление опрессовки (Р_опр) определяется согласно п. 2.10.3 Правил безопасности по ожидаемому

давлению на устье, (Р_ож) когда скважина полностью заполнена флюидом.

0,9 13.3 Для цементного камня за колонной или кондуктором

[Р]цк = 0,95Р_опр + у_опр—^- Ь_к-глубина спуска колонны (кондуктора)

Давление опрессовки (Р_0Пр) определяется согласно п. 2.10.4 Правил безопасности по ожидаемому давлению в зоне камня Р_ож когда скважина при загерметизированном устье полностью заполнено флюидом.

АР’- дополнительное давление создаваемое прикрытием дросселя

Источник

Geolib.net

Справочник по геологии

Газонефтеводопроявление

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

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

Вторая категория

Третья категория

Причины возникновения ГНВП

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 — 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:

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

Ранее обнаружение ГНВП

Основные признаки газонефтеводопроявлений:

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

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

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:

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:

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.

Источник

ГНВП. Выброс.Открытый фонтан.

16. Поведение газа в скважине

· в растворенном состоянии;

· в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно). в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия);

· виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим);

· в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия);

· Размер пузырьков равен:

· d_п =6q/ kg(r—r_г)

· d_п =6t₀ / Кg(r—r_г)

Причины возникновения ГНВП

18. Основные признаки газонефтеводопроявлений.

· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

19. Изменение давления в закрытой и открытой скважине при всплытии газовой пачки.

· 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)

· Такое повышение давления может разрушить скважину или вызвать катастрофическое поглощение и как следствие – фонтан. Если при тех условиях газ поднимает. 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 увелич.Что приводит к уменьш.гидростатч. столба бурового раствора и, Соответственно,к снижению забойного давления..

· Изменение давления в закрытой скважине при всплытии газовой пачки

· Р_уст =rg (Н-h_r) Pз =2rg (Н-h_r)

· ТАКИМ ОБРАЗОМ. При закрытой скважине 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 фонтану

20. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИКе БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КРС И ПРС.

· Сложные ремонтные работы (за исключением вырезки обсадных колонн) разрешается производить с мачт грузоподъемностью не менее 25 тс.

· Расстояние между ногами мачты должно быть не менее 4 м, а высота ее не менее 18м — при использовании однотрубок и оборудования грузоподъемностью 25 тс; мачта высотой 20 м применяется при использовании однотрубок и оборудования грузоподъемностью 50 тс; мачта высотой 22 м при использовании двух трубок (длиной не более 15 м) и оборудования грузоподъемностью 25 тс. На мачтах высотой 15. м, удовлетворяющих остальным требованиям данного пункта, разрешается использовать однотрубки длиной не более 8 м.

· Разрешается работать без оттяжного ролика, если трактор-подъемник установлен вплотную к рамному брусу вышки и служит не только для выполнения спуско-подъемных операций, но и как привод к ротору. При этом следует:

а) подъемник оборудовать безопасной шпилевой катушкой;

б) оборудовать площадку для работы на катушке;

в) роторную цепь и звездочки на валу лебедки оградить съемными металлическими кожухами с подстилающим направлением, предотвращающим провисание цепи;

г) подъемник оборудовать искрогасителем.

3. Рабочая площадка у устья скважины, оборудованной вышкой, должна иметь размеры не менее 4 х 6 м; оборудованной мачтой — не менее 3 х 4, а при работе с применением передвижных агрегатов — 4 х 5 м.

Рабочая площадка должна сооружаться из бутобетона с деревянным настилом толщиной не менее 70 мм, иметь с трех сторон к устью уклон 0,03°, а со стороны мостков — 0,015°, чтобы обеспечить сток жидкости. Она может быть и передвижной, состоящей из металлических блоков. Высота рабочей площадки при работе с передвижных агрегатов должна быть 1—1,2 м.

4. Ширина мостков перед скважиной должна быть не менее 2 м и длиной не менее 14 м, а доски плотно пригнанными. При работе с мачты мостки должны быть длиной не менее 8 м.

Приемный мост должен быть горизонтальным или с уклоном не более 1 : 25. Уклон сходов должен быть не более 20°.

5. Фундамент под передвижной агрегат собирается из железобетонных плит размером 3000 х 1050 х 140. В некоторых нефтяных районах страны плиты укладывают на гравийную подушку слоем в 250 мм.

6. Перед передвижением агрегатов, тракторов-подъемников через замерзшие реки и другие водоемы необходимо проверить ледяной покров, определить допустимую на него нагрузку и уточнить трассу

7. Стеллажи должны обеспечивать укладку труб не более, чем в 4 ряда по вертикали при высоте штабеля до 1,25 м. Они должны иметь переходы, а также стойки, препятствующие раскатыванию труб.

8. Если в прогнозе погоды ожидается ветер силой более 6 баллов, ремонтные работы должны быть приведены в состояние, безопасное для их остановки, а рабочие с отдельных морских оснований должны быть сняты.

21. РЕМОНТНО-ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ. ОБСЛЕДОВАНИЕ ПЕЧАТЯМИ.

Перед началом капитального ремонта скважины по геолого-технической документации и результатам обследования необходимо выяснить техническое состояние эксплуатационной колонны.

Исследование и обследование состояния скважин проводят с помощью различных измерительных приборов, для спуска которых применяют различное оборудование и устройства.(рис. 9).

Обследование печатями

Печать представляет собой металлическое устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8—10 мм; в центре корпуса имеется сквозное продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части печати имеется резьба для присоединения к бурильным или насосно-компрессорным трубам, на которых ее спускают в скважину.

Диаметр печати на 10—20 мм меньше диаметра обследуемой колонны.

Кроме печатей со свинцовой оболочкой применяют и такие, в которых свинец заменен сплавом, состоящим из 98% алюминия и 2% сурьмы.

Предварительное обследование колонны печатями до ремонтно-изоляционных работ и при возврате на нижележащие горизонты обязательно, так как необнаруженные дефекты в колонне или фильтровой части до цементирования скважины могут привести к осложнениям.

Осмотр печати перед спуском и после ее подъема, посадка ее на обследуемое место или на конец аварийного оборудования должны производиться под контролем бурового мастера. Не допускается посадка печати дважды, т.к. это неточный и неправильный отпечаток. Нельзя также после подъема из скважины ударять по оболочке печати металлическими предметами, зажимать цепными или другими ключами, бросать печать и т.д. Все эти нарушения могут привести к искажениям отпечатка и к ошибкам при составлении дальнейшего плана работ.

Отпечатки следует внимательно изучать и фиксировать в соответствующей документации, а при необходимости фотографировать.

22. Перекрытие дефектов в эксплуатационной колонне путем спуска дополнительной колонны

· К дефектам, которые можно устранить, относятся смятие и слом обсадной колонны. Величина смятия колонны может быть различной, и оценивается она по изменению внутреннего диаметра колонны.

· Если смятия по длине равны одному-двум наружным диаметрам обсадной колонны и в результате внутренний диаметр сузился до 0,85 номинальной величины, то такие смятия считаются небольшими.

Смятия считаются значительными, если они по длине равны трем — двадцати диаметрам обсадных труб и вызывают сужение их внутреннего диаметра до 0,8 его номинальной величины. В зависимости от величины смятия применяют тот или иной вид инструментов.

Перед началом работ по исправлению дефекта колонны необходимо установить причины смятия и в дальнейшем

предусмотреть проведение мероприятий, устраняющих их (укрепление стенок сква­жины с помощью спуска дополнительной колонны или спуска ко­лонны «летучки»).Смятия в обсадных колоннах после обследования и установления места и степени дефекта исправляются с таким расчетом, чтобы спу­скаемые впоследствии в скважину инструменты проходили свободно. Исправление места смятия в колонне производят справочными долотами, грушевидными и колонными конусными фрезерами. Исправление начинают инструментом, диаметр которого на 4—5 мм больше минимального диаметра проходной части в смятой части колонны.

После спуска инструмента до необходимой глубины начинают вращать его ротором, одновременно при этом скважину промывают. Частота вращения ротора изменяется от 40 до 80 об/мин. Проработав первым справочным долотом смятый участок обсад­ной колонны, инструмент поднимают и заменяют справочное до­лото на другое, имеющее диаметр на 5 мм больше, чем предыду­щее. (По мере расширения места смятия, используют одно за другим справочные долота с увеличением диаметра на 5 мм.)

23. РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ ПРИ КРС.

Работы по ремонту крепи включают исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за колонной, устранение негерметичности колонны и изоляцию подошвенных, контурных и нагнетаемых вод. План ремонта скважины должен включать геолого-технические данные, причины и цель ремонта, состояние ствола к моменту ремонта, перечень намеченных мероприятий, описание технологического цикла ремонтных работ с указанием количественных характеристик параметров операций, а также ответственных исполнителей по каждой технологической операции

Одним направлением капитального ремонта скважин являются ремонтно-изоляционные работы, связанные с прекращением или снижением поступления воды в скважину. Источниками воды являются:

1. Система ППД, когда вода закачивается в нефтенасыщенный пласт.

2. Вышележащие или нижележащие неперфорированные водоносные горизонты при недостаточной толщине непроницаемых (глинистых) разделов между нефтенасыщенными и водонасыщенными горизонтами и их нарушении при реализуемых депрессиях в процессе эксплуатации скважины. Если непроницаемые разделы имеют большую толщину и не нарушаются в процессе эксплуатации скважины, вода может поступать через нарушенный цементный стакан (заколонные перетоки).

3. Обводненные пропластки перфорированного слоистого пласта.

4. Обводненные неперфорированные пропластки слоистого пласта непроницаемыми разделами небольшой мощности, и их нарушения в процессе эксплуатации скважины.

5. Водяные конусы подошвенной воды.

Изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. По отношению к нефтяным горизонтам коды подразделяют на: верхние, нижние, контурные, подошвенные, промежуточные, тектонические и смешанные.

· Для разработки рациональных мероприятий по изоляции посторонних вод и получения эффективных результатов необходимо знать: причины поступления посторонних вод в скважины; горизонт (объект, к которому принадлежит вода); пути движения вод; глубину залегания водоносного горизонта (пласта, объекта).

· Изоляция от проникновения верхних вод

· После выявления места притока работы по изоляции от проникновения верхней воды, поступающей через дефект в эксплуатационной колонне, производят следующими способами:

· а) заливкой цементным раствором на водной основе через дефект колонны под давлением с последующим разбуриванием цементного стакана;

· б) заливкой нефтецементным раствором с последующим вымывом излишка раствора;

· в) спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим ее цементированием;

· г) спуском специальных пакеров.

· Изоляцию от верхней воды, поступающей по затрубному пространству через отверстия фильтра, проводят:

· а) заливкой цементным раствором через отверстия фильтра с по­следующим разбуриванием цементного стакана или с промывкой излишка цементного раствора;

· б) заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымывом излишка раствора.

Дата добавления: 2018-05-09 ; просмотров: 4541 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник