Экзаменационные вопросы ГНВП ПБ КРС

1.Назовите 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 подьёме инструмента.

• 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

2.Дайте определение понятию «предельно-допустимая концентрация» пдк, «нижний и верхний пределы взрываемости газа» нвп и ввп.

ПДК – это концентрация данного вредного вещества в воздухе рабочей зоны, при которой не происходит изменений в организме человека (заболевания или отклонений в состоянии здоровья) в течение рабочего дня и всей трудовой деятельности. Измеряется в мг/м³; % объём.; мг/литр.

НПВ, ВПВ. Углеводороды нефти (метан), сернистые соединения, пары бензина и т.д. в смеси с воздухом при определённой концентрации могут образовывать взрывоопасные смеси, в связи с этим существует понятие нижнего и верхнего предела взрываемости.

НПВ – минимальная концентрация горючих газов и паров в воздухе, при которой происходит взрыв.

ВПВ – это максимальная концентрация горючих газов и паров, при которой ещё происходит взрыв, а выше – горение.

Интервал между НПВ и ВПВ – взрывная зона.

3.Опишите технологию глушения скважин.

Выбор способа и жидкости глушения, расчёт параметров глушения зависит от следующих факторов: глубины скважины, Р_пл, Р_буф, Р_затр, обводнённости скважины, g_ж, способа эксплуатации, глубины спуска подземного оборудования, состояния скважины.

Глушение скважины в 1 цикл производят, если НКТ спущены до интервала перфорации (фонтанная, газлифтная, нагнетательная).

Плотность жидкости глушения определяется по формуле g_ж=(Р_пл+Р)/0,1Н (г/см³).

Выбор жидкости глушения: g_ж=1,05 – 1,19 г/см³ – применяется пластовая вода;

g_ж=1,19 – 1,30 г/см³ – применяется раствор минеральных солей (CaCl²);

g_ж>1,30 г/см³ – меловой раствор или утяжелённый глинистый раствор;

g_ж1,0 г/см³ – пресная вода или дегазированная нефть.

Объём жидкости глушения, и количество циклов зависит от глубины скважины, диаметра э/к и НКТ, объёма спущенных штанг: V_жг=V_{э/к общ}-V_НКТ-V_шт+3м³.

Кроме того, на растворном узле необходимо иметь запас жидкости в количестве 2V_жг. При глушении скважин с высокой приёмистостью для предотвращения поглощения и засорения пласта рекомендуется применять буферную жидкость 1 – 3 м³ (глинистый или полимерный раствор с ПАВ). Буферная жидкость продавливается до продуктивного пласта, и скважина ставится на отстой на 1 – 2 часа, после чего закачивается остальной V жидкости.

Перед глушением давление из трубного и затрубного пространства стравливается до атмосферного. Определяется Р_пл. Готовится жидкость глушения. Производится обвязка оборудования, опрессовка нагнетательной линии. Проверяется наличие циркуляции.

Глушение скважины, обычно, производят обратной промывкой (через затруб), а также прямой (через НКТ) промывкой скважины со спущенными НКТ до продуктивного пласта. В процессе глушения необходимо фиксировать Р на агрегате в начале, в процессе глушения, в конце. Фиксировать объём закачиваемой жидкости (скорость замещения жидкости от 70 до 140 м/ч).

После глушения, скважина закрывается на уравновешивание на 4 – 6 часов, а перед началом ремонта давление стравливается до атмосферного.