Пластовые флюидопроявления. 
Осложнения в процессе бурения, их определение и предупреждение

Задача предупреждения выбросов пластового флюида в процессе бурения данной скважины состоит в раннем обнаружении начавшегося газо-нефте-водо-проявления и своевременной его ликвидации. Признаки флюидопроявлений, их разновидности, а также причины и меры их предупреждения и ликвидации представлены в таблице 3.

Таблица 3.

Классификация флюидопроявлений.

По интенсивности флюидопроявления делят на:

• * перелив;
• * выброс;
• * фонтан;
• * грифон

Пластовый флюид из пласта в скважину может поступать как при давлении в скважине ниже пластового, так и при положительном дифференциальном давлении.

Превышение пластового давления над скважинным Р_скв < Р_пл бывает обусловлено недостаточной изученностью геологического разреза (наличие локальных залежей с газом или рапой, зоны тектонических нарушений и зоны АВПД).

Произвольное снижение давления в скважине ниже давления в пласте обусловлено, как правило, такими технологическими причинами, как низкая плотность раствора, фильтрация раствора в пласт или контракционный эффект и зависание столба раствора на стенках при прекращении циркуляции, эффект свабирования при подъеме инструмента, снижение уровня раствора в скважине при недоливе или поглощении и т. п.

Без нарушения соотношения давления между скважиной и пластом пластовый флюид может поступать вместе с выбуренной породой, вследствие диффузии, осмоса, капиллярных перетоков и гравитационного замещения.

Пластовый флюид может поступать в скважину как разовыми порциями (пачками) при создании кратковременных условий для его «подтягивания» из пласта, так и непрерывно. Поступление флюида в малых объемах создает фоновые газопоказания, а непрерывное поступление из пласта классифицируется как приток.

Признаки флюидопроявления по данным ГТИ:

снижение давления на входе, колебания давления;

снижение уровня в емкостях;

снижение расхода на выходе;

рост скорости проходки при вскрытии поглощающего интервала;

• * снижение температуры раствора на выходе;
• * вторичный рост давления из-за недостаточной очистки забоя.

Самым ранним признаком поступления пластового флюида из пласта в скважину при наличии циркуляции является изменение давления бурового раствора на входе. Продвижение пачки газированного раствора от пласта к устью по кольцевому пространству скважины сопровождается плавным снижением давления, отмечаемым только тогда, когда газ начинает переходить из жидкого в газообразное состояние. Визуально это снижение отмечается только при значительных объемах пачки. Подход газовой пачки к устью характеризуется довольно резким падением давления. Это падение давления достигает максимальной величины при попадании облегченного газированного раствора в буровой насос.

Вторым по оперативности признаком поступления пластового флюида является объем или уровень раствора в емкостях. Повышение его начинается при подходе пачки газированного раствора к устью, когда увеличение объема этой пачки из-за расширения газа становится значительным. Максимальная величина объема наблюдается в момент выхода пачки на поверхность, затем объем может снижаться (см. рисунок 5).

Рис. 5 Нефте-газо-водопроявление на диаграммах ГТИ

Скорость потока бурового раствора на выходе в связи с невысокой чувствительностью индикатора потока однозначно указывает лишь на момент выхода пачки из затрубья. Значительный объем и газонасыщенность пачки дают высокоамплитудные колебания на кривой потока на фоне общего увеличения, малые по объему и газонасыщению пачки могут быть не зарегистрированы на кривых потока и уровня бурового раствора.

Безусловные признаки газирования бурового раствора — это повышение его газосодержания и снижение плотности на выходе из скважины. Оба эти признака появляются при выходе пачки из затрубья.

Характерным признаком газирования раствора является также снижение температуры бурового раствора на выходе из скважины или снижение темпа ее повышения при выходе газированной пачки на поверхность (см. рисунок 5).

Меры предупреждения и ликвидации флюидопроявлений состоят в следующем:

• * прекращение бурения (подъема), выключение циркуляции, проверка на перелив;
• * наворот обратного клапана;
• * замер параметров раствора и дегазация;
• * усиление промывки;
• * спуск как можно ближе к забою;
• * герметизация устья.

замер избыточного давления на устье;

расчет необходимой плотности бурового раствора;

* глушение скважины (утяжеление раствора).

Используются методы глушения:

метод бурильщика, метод ожидания и утяжеления.

Применяется противовыбросовое оборудование:

• * превентора;
• * обвязка.