Признаки газонефтеводопроявлений ранние: прямые, косвенные, поздние

Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются тяжёлыми авариями, приносящими ущерб в виде нарушения режима разработки и снижения добычи, загрязнения окружающей среды, приведения в негодность оборудования, опасности для жизни работающих и населения, затрат значительных сил и средств.

По составу компонентов флюидов различают проявления: газопроявления, нефтеводопроявления и смешанные газоконденсатные проявления.

Газопроявления более опасны из-за физических свойств газа – малой вязкости и плотности, способности в больших пределах изменять свой объём и давление – и могут вызвать взрывы, загорания, возможность отравления сероводородом. Газопроявление возникает и переходит в открытый фонтан значительно быстрее, чем жидкостное, при закрытии противовыбросового оборудования давление на устье скважин растёт быстрее и достигает значений, близких к пластовому.

Нефтеводопроявление при прочих равных условиях возникает медленнее, чем газопроявление, давление на устье в этом случае ниже на величину противодавления, созданного в скважине столбом флюида, основная опасность состоит в трудности ликвидации последствий разлива.

Газоконденсатное проявление включает в себя признаки газа и жидкостного проявления.

Скважина любой категории должна закладываться за пределами охраняемых зон линий электропередач, магистральных нефтегазопроводов, водозаборных, других промышленных и гражданских объектов.

Основным документом на строительство скважины является рабочий проект, разработанный и утверждённый в соответствии с требованиями действующих Правил, других нормативных документов, регламентирующих порядок проектирования.

Основной причиной возникновения и развития газонефтеводопроявления является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного, которое может произойти из-за:

- ошибок прогнозирования пластовых давлений или определения проектной плотности бурового раствора;

- тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;

- разбуривания несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение – снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт);

- ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;

- недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;

- использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;

- снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;

- снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;

- снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;

- снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;

- уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;

- снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и реологических параметров бурового раствора;

- нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;

- некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.

Билет №9