1.3. Нефтегазопроявления

Причинами нефтегазопроявлений является прежде всего недостаточное противодавление столба бурового раствора на продуктивные пласты или его снижение по каким-либо причинам. Как известно, необходимое противодавление на продуктивные пласты обеспечивается столбом бурового раствора заданной плотности, рассчитываемой на основании величины пластового давления.

Основными причинами снижения противодавления на продуктивные пласты могут быть:

- низкая плотность бурового раствора ввиду недостаточной геологической информации;

- недолив скважины при подъеме бурильного инструмента, вследствие чего уменьшается высота столба бурового раствора;

- поглощение раствора с понижением его уровня в скважине;

- диффузия газа в раствор при продолжительном отсутствии циркуляции;

- высокие скорости подъема бурильного инструмента при высоких значениях реологических показателей бурового раствора;

- свабирование скважины во время подъема бурильного инструмента при наличии сальника;

- увеличение содержания в растворе нефти;

- интенсивное поступление газа из разбуриваемой породы при высоких механических скоростях бурения;

- вспенивание раствора при использовании пенообразующих реагентов.

Как видно, большинство причин возникновения нефтегазопроявлений предопределяются технологическими нарушениями со стороны производственного персонала буровых предприятий. Для предотвращения осложнений, связанных с нефтегазопроявлениями, необходимо раннее обнаружение признаков нефтегазопроявлений. К таким признакам относятся:

- снижение плотности выходящего из скважины раствора, т. е. уменьшение фактической (кажущейся) плотности при стабильных (номинальных) значениях истинной плотности;

- увеличение содержания газа в буровом растворе;

- самопроизвольный перелив раствора из скважины при отсутствии циркуляции;

- увеличение объема раствора в приемных емкостях во время циркуляции.

В случае обнаружения признаков нефтегазопроявления прежде всего необходимо, на основании изложенного выше, установить вероятную его причину или причины. При отсутствии на устье противовыбросового оборудования следует продолжить интенсивную промывку с одновременной дегазацией раствора на очистных устройствах. Одновременно требуется, если необходимо, обеспечить такие параметры раствора, при которых интенсивность дегазации будет максимальной.

Если не требуется утяжеление, то рекомендуется снизить условную вязкость (УВ) до минимальных значений, при которых не нарушается устойчивость ствола скважины. В большинстве случаев достаточно снизить величину условной вязкости до 20-23 с.

В случае утяжеления раствора необходимо одновременно обеспечить его удерживающую (седиментационную) устойчивость и эффективную дегазацию. Это достигается регулированием нескольких параметров. Удержание барита в растворе при циркуляции обеспечивается величиной коэффициента нелинейности n ≤ 0.4, а при остановке циркуляции – величиной статического напряжения сдвига СНС_1/10=10/15+20/30 МПа. Эффективная дегазация раствора обеспечивается при значении пластической вязкости η ≤ 8 МПа∙c. При этом величина эффективной вязкости не должна превышать η^'₁₀₀ ≤ 35 МПа∙c.

При сильном загазировании раствора и плохих его реологических параметрах в начальный период газопроявления не обеспечивается требуемая дегазация. Это затрудняет, а в ряде случаев делает невозможным работу шламовых насосов, подающих раствор в гидроциклоны и приемные емкости. В этом случае для снижения значений реологических параметров, улучшения дегазации и обеспечения работы шламовых насосов допускается подавать воду в желоб перед виброситом (желательно в смотровой люк) или на устье скважины и на всас шламовых насосов. При этом одновременно осуществляют обработку раствора соответствующим количеством полимеров, применявшихся при бурении.

В некоторых случаях за газопроявление в начальный период ошибочно принимают завоздушенность или вспенивание бурового раствора. Завоздушенность раствора происходит по двум причинам:

- при спуске бурильного инструмента с обратным клапаном или новым объемным двигателем без перепускного клапана при редких промежуточных доливах бурильной колонны или без них;

- при подсосе воздуха в случае негерметичности всасывающей линии буровых насосов.

Вспенивание бурового раствора происходит при использовании пенообразующих реагентов (КССБ, ФХЛС, ССБ и др.) в количестве, превышающем

4 % в пересчете на сухое вещество. В этом случае для дегазации раствора необходимо, кроме регулирования реологических характеристик, применять для обработки раствора пеногасители. Полимерные растворы без добавок приведенных выше лигносульфатных реагентов, как правило, не вспениваются. Однако в определенных условиях они также могут вспениваться. Таким условием является попадание в раствор минерализованной пластовой воды или цемента. При этом следует отметить, что это вспенивание не является стойким и через определенное время исчезает.

Ускорить ликвидацию пены можно добавками пресной воды в количестве 5-

8 %. При разгазировании или вспенивании раствора необходимо прежде всего установить природу газа: углеводородный газ или воздух? Для этого набирают в бутылку (1/2 – 2/3 ее объема) буровой раствор, выходящий из скважины и закрывают ее пальцем. Тщательно взболтав содержимое, выдерживают бутылку в вертикальном положении около минуты. Потом направляют горлышко бутылки от себя, подносят к нему зажженную спичку и открывают бутылку. Если раствор насыщен углеводородным газом, происходит хлопок вследствие его возгорания. Если хлопка нет, значит раствор насыщен воздухом. Исходя из полученных результатов принимают соответствующие технические решения по дегазации бурового раствора, устанавливают причины газирования и проводят мероприятия по их устранению. При наличии противовыбросового оборудования (ПВО), его используют в соответствии с действующими инструкциями. Действия с раствором остаются теми же, что и без ПВО.