8.3 Флюїдопроявлення

Причина флюїдопроявлень - порушення рівноваги гідрав­лічного тиску в свердловині p_c і проявляючому пласті p_пл, що призводить до надходження флюїду із пласта в свердловину при p_с < p_пл.

Різновидності проявів: газопрояви (основна частина флюїду - пластовий газ або суміш пластових газів); нафтопрояви (основна частина флюїду - нафта); водопрояви (основна частина флюїду - пластова вода того чи іншого ступеня мінералізації); змішані флюїдопрояви (у свердловину надходить суміш різних флюїдів, з яких хоч би два флюїди приблизно в рівних кількостях, і їх сума складає більшу частину загальної кількості флюїду, що поступає).

Прояви можуть виникати як при зниженні тиску на пласт, так і без його зниження. Основними причинами проявів через зниження тиску на пласт є геологічні і технологічні фактори. До геологічних факторів належать: розкриття регіональних і локальних зон АВПТ, наявність порожнин заповнених газом, а також тектонічні порушення. До технологічних факторів виникнення проявлень належать причини, пов’язані з порушенням технології проводки свердловини: низька густина промивальної рідини; зменшення гідродинамічного тиску в свердловині; падіння рівня промивальної рідини в свердловині; утворення штучних зон АВПТ. До технологічних факторів включають і помилки, допущені при розробці технічного проекту на будівництво свердловини, прогнозування пластових тисків і т.д.

Створення протитиску на пласт з метою запобігання проявів забезпечується вибором відповідної густини промивальної рідини. Сучасна практика буріння передбачає в основному проводку свердловин при перевищенні вибійного тиску над пластовим в статичних умовах.

При виконанні окремих технологічних операцій (спуск і підйом колони труб, зупинка бурових і ін.) можливе зменшення тиску в свердловині нижче гідростатичного, що може сприяти в певних умовах проникненню пластового флюїду.

Зниження тиску на пласт обумовлено також зменшенням висоти стовпа промивальної рідини в свердловині. Основними причинами зниження рівня в свердловині є: поглинання промивальної рідини з падінням рівня, недолив свердловини при підйомі колони труб, перетоки між трубним і затрубним простором або пластами. При будь-якій причині зниження рівня існує критичне значення, перевищення якого призводить до виникнення проявів.

До причин проявів без зниження тиску на пласт (тобто при перевищенні вибійного тиску над пластовим) належать дифузні і осмотичні процеси, капілярні перетоки, гравітаційні заміщення, надходження газу з вибуреною породою при високих швидкостях буріння, контракційні ефекти та ін.

Пластові рідини можуть потрапляти в свердловину в результаті дифузії через її проникні стінки, під впливом капілярного і осмотичного тисків. Інтенсивність таких припливів невелика і не викликає небезпеки за умови, що відсутні тривалі перерви в циркуляції і забезпечена якісна дегазація промивальної рідини.

Гравітаційна взаємодія між флюїдом і промивальною рідиною або його фільтратом у пласті з вертикальною тріщиноватістю може призвести до заміщення флюїду промивальною рідиною. При розкритті газоносних пластів великої товщини, внаслідок фільтрації промивальної рідини в пласт, можуть спостерігатись локальні перевищення тисків, які призводять до проявів.

Явище контракції промивальної рідини може призвести до перерозподілу тиску між свердловиною і пластом і викликати підсмоктування флюїдів.

Газ з породою може надходити в промивальну рідину при розбурюванні газовміщуючого пласта. Однак це незначно зменшує вибійний тиск. Зниження тиску може бути суттєвим у верхній частині і викликати приплив із пластів, розміщених на цих глибинах.

Про початок нафтогазоводопроявів можна судити за підвищенням рівня рідини в прийомній ємності, зміною витрати промивальної рідини на вході і виході із свердловини, появою нафтової плівки і газових бульбашок у промивальній рідині, за зниженням її густини, зміною реологічних властивостей і хімічного складу фільтрату, переливом через устя після припинення циркуляції, загорянням факела на відводі превентора, за показами і сигналами газокаротажної станції, підвищенням або зниженням тиску в нагнітальній лінії бурових насосів.

При імовірності проявів підвищують контроль за станом свердловини, частіше заміряють параметри промивальної рідини (  ,  , Т ) та її рівень у прийомних ємностях, вивчають зміну складу шламу, розчину, його фільтрату, перевіряють готовність резервного бурового і підпорних шламових насосів, противикидне та інше обладнання, кількість і параметри бурового розчину в запасних ємностях. Профілактика проявів при бурінні свердловин забезпечується застосуванням комплексу техніко-технологічних заходів. Це вибір раціональної конструкції свердловини, керування гідродинамічною обстановкою в свердловині при виконанні технологічних операцій, зміна проникності проявляючого пласта та ін.

Технологія запобігання проявам у процесі буріння перш за все основана на додержанні умови p_с > p_фп. Дана нерівність виконується в основному нормуванням густини промивальної рідини відповідно до діючих правил ведення бурових робіт. Вплив решти показників промивальних рідин на можливість виникнення проявів носить в основному другорядний характер.

Найнебезпечнішою (з позиції проявів) технологічною операцією в процесі буріння свердловини є підйом колони труб. Зниження тиску в процесі підйому труб обумовлено гідравлічними та інерційними опорами при русі бурового розчину в кільцевому просторі, а також можливим зменшенням висоти його стовпа в свердловині. Основні способи попередження проявів - регулювання швидкостей підйому колони труб, контроль за рівнем бурового розчину в свердловині з періодичним чи постійним доливом.

Опороження свердловини при підйомі колони труб може служити самостійною причиною проявів, а також у поєднанні з іншими факторами.

Газонафтоводопрояви не тільки порушують процес буріння, але є причиною важких аварій. При інтенсивних проявах можливі випадки руйнування устя свердловини і бурового обладнання, виникнення вибухів і пожеж, сильного забруднення навколишнього середовища, а інколи і людських жертв.

Основним способом, який дозволяє керувати станом свердловини у випадку припливу пластового флюїду і запобігти нерегульованим викидам промивальної рідини, є герметизація устя спеціальним противикидним обладнанням. У комплект цього обладнання входять два-три плашкові превентори, універсальний і превентор, що обертається, апаратура дистанційного управління превенторами, а також система трубопроводів, обв’язки із засувками високого тиску з дистанційним керування і система регульованих і нерегульованих штуцерів. Превентор - це спеціальна засувка високого тиску.

Якщо не вдалося запобігти припливу пластового флюїду і стався викид, коли в свердловині була бурильна колона, то необхідно оперативно закрити превентор і направити рідину із свердловини через боковий відвід обв’язки, а через бурильні труби закачувати свіжу рідину підвищеної густини.

Якщо викид перейшов у відкрите фонтанування, то до роботи з ліквідації аварії приступають спеціалізовані протифонтанні служби.