1. Причины возникновения газонефтеводопроявлений

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

   2. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются:

      1. Ошибки в определении плотности раствора при проектировании, а также при составлении планов работ по освоению, испытанию и ремонту скважин.

      2. Недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластового давления вследствие проводимых мероприятий по его поддержанию и других факторов.

      3. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями.

      4. Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.

      5. Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

      6. Снижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах.

      7. Длительные простои скважины без промывки.

      8. Снижение плотности раствора в результате химической обработки.

      9. Нарушение технологии эксплуатации, освоения, испытания или ремонта скважин.

      10. Некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.

      11. Снижение забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме инструмента с сальником, а также при завышенных скоростях подъема труб.

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

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

2. Основными признаками начавшегося газонефтеводопроявления являются:

   1. Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

   2. Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

   3. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

   4. Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

   5. Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб, по сравнению с расчетным.

   6. Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простое.

   7. Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

   8. Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

3. Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны

   1. Недостаточная обученность персонала бригад освоения, испытания, ремонта скважин и специалистов предприятия приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.

   2. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

   3. Некачественное цементирование обсадных колонн.

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

   5. Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

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

   7. Недостаточная дегазация раствора при газонефтепроявлении.

   8. Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.

   9. Низкая производственная дисциплина.

40. Аварийные фонтаны. Их виды и способы глушения.

Открытый (аварийный) фонтан – неуправляемый выброс пластовых флюидов, которые нельзя немедленно перекрыть.

Причины открытого фонтонирования:

• Отсутствие, неисправность, неправильный монтаж противовыбросового оборудования;

• Неправильные, несвоевременные действия членов бригады по герметизации устья при возникновении проявлений;

• Негерметичность скважины, обусловленная некачественным креплением обсадныит колоннами, несоответствие конструкции геологическим условиям;

Классификация открытых фонтанов.

1. По состоянию устья скважины:

   1. Фонтан с доступным устьем (ликвидация с помощью замены ПВО на исправное, либо путем закачки в трубы БР);

   2. Фонтан с недоступным устьем (для ликвидации на устье необходимо пробурить одну или несколько наклонных скважин);

2. По составу пластового флюида:

   1. Газовые;

   2. Газонефтяные;

   3. Нефтяные;

   4. Газоводяные;

3. По состоянию фонтанирующей струи:

   1. Горящие (для ликивидации горящего фонтана с сохранившемся устьем необходимы дополнительные работы по растаскиванию сгоревшего оборудования и тушения пожара);

   2. Негорящие;

4. По характеру действия фонтана:

   1. Непрерывного действия;

   2. Пульсирующего действия(редко образуются; возникают в основном при периодических обвалах пород);

5. По конфигурации фонтанной струи:

   1. Распыленная струя (для ликвидации превращают распыленную струю в компактную);

   2. Компактная струя;

6. По мощности фонтана:

   1. Небольшие (≤0,5 млн м³ газа, ≤100 м³ нефти);

   2. Средние (0,5 – 1 млн м³ газа, 100 - м³ нефти);

   3. Мощные (1 -10 млн м³ газа, 300 – 1000 м³ нефти);

   4. Большой мощности (≥10 млн м³ газа, ≥1000 м³ нефти)

Аварийные работы по ликвидации открытого фонтана:

• Подготовительные работы;

• Удаление негерметичного, распыляющего фонтана по сторонам, противовыбросового оборудоавния;

• Тушение пожара;

• Смена ПВО, вышедшего из тсроя;

• Монтаж специальныых устройств и спуск труб под давлением в скважину;

• Глушение фонтана;