2. Основные причины и условия возникновения гнвп.

Основной и главной причиной поступления флюида в ствол скважины является превышение пластового давления над давлением, создаваемым на пласт столбом промывочной жидкости или тампонажного раствора. При наличии противодавления на пласт явления осмоса или диффузии газа из пласта в ствол скважины не приводят к газопроявлению за сколько-нибудь обозримый период времени в процессе строительства или ремонта скважины, так как медленно поступающий в незначительном количестве газ за счет структурных свойств промывочной жидкости не сможет образовать значительных по размерам газовых пузырьков, способных всплывать к устьевой части ствола, маловероятна возможность притока нефти или воды в ствол скважины при наличии репрессии на пласт. Поэтому все зарегистрированные интенсивные ГНВП, а также все фонтаны произошли из-за превышения пластового давления над давлением столба раствора в скважине, возникшего по причинам: вскрытия пласта с градиентом пластового давления более высоким, чем предусмотрено проектом, т.е. превышающим градиент давления от находящейся в скважине промывочной жидкости; снижения противодавления на пласт, создаваемого промывочной жидкостью или тампонажным раствором, которое может произойти из-за нарушения или несоблюдения геологических, технологических или организационных требований. Вскрытие пласта с более высоким градиентом пластового давления, чем предусмотрено проектом, происходит из-за ошибки его прогнозирования по глубине скважины. Вскрытие пласта с завышенным по сравнению с проектным градиентом пластового давления возможно также в случае образования на месторождении вторичной вышележащей залежи из-за перетоков с нижних горизонтов в ранее пробуренных (нередко уже ликвидированных) и некачественно зацементированных скважинах. Эти межпластовые перетоки могут также возникнуть из-за нарушения герметичности эксплуатационных обсадных колонн в период эксплуатации по беспакерной схеме. Чаще всего это происходит при наличии в пластовом флюиде агрессивных компонентов (сероводород, сернистый газ, углекислый газ и т.п.), которые разъедают металл. Снижение противодавления на пласт, создаваемого промывочной жидкостью или тампонажным раствором, может происходить в результате вскрытия пласта с градиентом пластового давления, превышающим градиент поглощения пород под башмаком Предыдущей колонны, что вызывает поглощение промывочной жидкости под башмаком и падение ее уровня в стволе скважины; вскрытия пласта с градиентом поглощения ниже, чем градиент пластового давления вышележащего пласта, что способствует поглощению промывочной жидкости на забое и падению ее уровня в скважине; снижения уровня жидкости в стволе скважины из-за недолива ее при подъеме бурильной колонны; снижения средней плотности промывочной жидкости по стволу скважины в результате неконтролируемого ввода жидких реагентов, нефти, воды; уменьшения средней плотности промывочной жидкости при значительной интенсивности поступления газа из выбуренной породы и низкой производительности промывки; падения гидростатического давления в скважине за счет превышения допустимой скорости подъема бурильных труб или наличия эффекта поршневания; снижения средней плотности промывочной жидкости за обсадной колонной при промежуточных промывках из-за образования пачек воздуха в колонне при ее доливе во время спуска; понижения гидростатического давления тампонажного раствора (во время ОЗЦ) из-за седиментации его твердой фазы и "зависания" ее на стенках скважины; разгазирования воды или естественного рассола (очень редко промывочной жидкости) продуктами сгорания взрывчатых веществ (ВВ) при перфорационных работах. Причины снижения противодавления на пласт. 1. При бурении для каждой геологической формации или каждого возможно продуктивного горизонта методом опытного нагнетания в пласт небольших количеств воды (рассола) определяется допустимая плотность промывочной жидкости, при повышении которой возможно поглощение. Как показала практика, в случае поглощения более 0,5-1,0 м3 промывочной жидкости прочность пород значительно снижается за счет образовавшихся и не сомкнувшихся трещин. Поэтому после начала поглощения, давление дальнейшего нагнетания жидкости в пласт будет ниже первоначального. В зависимости от физико-механических свойств пород снижение давления может иметь значительную величину, зависящую от интенсивности закачки жидкости в пласт. Из этого следует, что в случае поглощения промывочной жидкости в пласт может создаться такая ситуация, при которой установившегося столба промывочной жидкости будет недостаточно для уравновешивания пластового давления в только что или ранее вскрытом пласте, особенно при условии бурения на равновесии или близком к нему. Поглощение может возникнуть вследствие увеличения плотности промывочной жидкости сверх допустимой, а также нарушения гидродинамики при промывке скважины (увеличение потерь давления в затрубном пространстве из-за повышения производительности промывки, наличия сальника, увеличения динамической вязкости раствора и т.д.) или превышения допустимой скорости спуска бурильных или обсадных труб.. 2. В зависимости от глубины скважины плотность промывочной жидкости должна обеспечивать противодавление на пласт с определенным коэффициентом запаса. На основании фактического коэффициента запаса превышения давления рассчитываются допустимые скорости подъема различных компоновок и количество свечей бурильных труб, поднимаемых без долива скважины. При превышении допустимой скорости подъема труб затрудняется переток промывочной жидкости из кольцевого пространства под долото (эффект прошневания), вследствие чего создается область пониженного давления под долотом с возможностью поступления флюида из пласта в ствол скважины. Эффект поршневания тем выше, чем меньше зазоры между стенкой скважины и УБТ (турбобуром или колонковым набором), чем полноразмерней долото (у алмазного и колонкового долота выше, чем у трехшарошечного) и чем выше структурно-механические свойства промывочной жидкости. Наличие сальника может полностью исключить переток промывочной жидкости из кольцевого пространства под долото, резко увеличив эффект поршневания и приток флюида из пласта. При значительных плотностях промывочной жидкости депрессия на пласт может быть выше, тем самым создаются более благоприятные условия притока пластового флюида в ствол скважины. При подъеме за счет извлекаемого объема металла труб уровень промывочной жидкости в скважине понижается и соответственно снижается противодавление на пласт. Поэтому для каждого этапа строительства скважины определяется расчетным путем допустимое количество свечей бурильных труб и УБТ, поднимаемых без долива. Превышение этой величины вместе с эффектом поршневания практически всегда приводит к ГНВП, а при отсутствии в открытой части разреза продуктивных пластов к осыпанию стенок скважины. 3. При химической обработке промывочной жидкости, а также при установке различных ванн в целях ликвидации аварий (прилипание труб к стенке скважины, затяжка в сальник, посадка в суженную часть ствола и т.п.) практически все жидкие химреагенты имеют меньшую плотность, чем промывочная жидкость. Неконтролируемый ввод химреагентов, воды или нефти приводит к уменьшению средней плотности промывочной жидкости по стволу скважины, т.е. снижается противодавление на пласт, величина которого может достигнуть отрицательного значения. В этом случае пластовый флюид поступает в ствол скважины. Допустимый объем вводимого химреагента, воды или нефти рассчитывается в каждом конкретном случае по известным формулам и зависит от фактического коэффициента запаса противодавления на пласт, компоновки бурового снаряда, диаметра скважины и разности плотностей промывочной и вводимой жидкостей. 4. При разбуривании продуктивного газового горизонта (или нефтяного с большим газовым фактором) вместе со шламом промывочной жидкостью поднимается к устью и газ, находящийся в шламе. По известному закону Бойля-Мариотта газ расширяется во столько раз, во сколько раз пластовое давление превышает атмосферное. Чем ближе к устью, тем большее расширение и тем большее снижение противодавления на пласт, так как плотность газа значительно ниже плотности промывочной жидкости. Если интенсивность промывки низкая, а скорость бурения большая, то может возникнуть ситуация, при которой расширившийся объем поступившего со шламом газа снизит среднюю плотность промывочной жидкости по стволу скважины ниже критической, возникнет депрессия на пласт и начнется приток флюида в ствол скважины. Этот эффект усилится при закачке в скважину не полностью дегазированной промывочной жидкости. В процессе подъема бурильных труб возможность возникновения ГНВП за счет эффекта поршневания особенно возрастает при бурении на равновесии или близком к нему. В этом случае при длительных простоях газ, всплывая, может опорожнить скважину в приустьевой части и снизить противодавление на пласт. Чем ниже структурно-механические свойства промывочной жидкости, тем выше скорость всплытия газа. Аналогичные явления наблюдаются при длительной по времени перфорации больших по длине интервалов. Газообразные продукты сгорания ВВ всплывают, а движения кабеля с перфоратором вверх-вниз ускоряют этот процесс, особенно при проведении работ в скважине, заполненной водой или рассолом. Надо помнить, что 1 кг ВВ дает 250-600 л газообразных продуктов сгорания. 5. При спуске обсадных колонн очень часто доливают промывочную жидкость в обсадные или бурильные трубы. В процессе заполнения внутреннего пространства труб промывочная жидкость перемешивается с находящимся внутри труб воздухом, в результате чего ее средняя плотность снижается. Если промежуточные промывки не проводятся или проводится только "страгивание" жидкости, то при промывке скважины после окончательного спуска колонны противодавление на пласт в затрубном пространстве может снизиться ниже пластового давления. В этом случае пластовый флюид поступит в затрубное пространство. При несвоевременном доливе обсадной колонны может произойти разрушение обратного клапана. Вследствие перетока промывочной жидкости из затрубного пространства внутрь колонны уровень за колонной резко понизится, уменьшив тем самым противодавление на пласт. Чем больше диаметр колонны и меньше площадь кольцевого пространства, тем на большую глубину понизится уровень. Аналогичное явление наблюдается при открытии циркулярного клапана после окончания исследования газового горизонта и снятия пакера. Промывочная жидкость из затрубного пространства перетекает внутрь бурильных (или насосно-компрессорных) труб, резко снижая свой уровень в стволе скважины, а соответственно и противодавление на пласт. 6. В процессе приготовления и прокачки в скважину цементный раствор представляет собой в основном суспензию твердой фазы в жидкости затворения. С момента затворения происходит гидратация цементных частиц и к началу ОЗЦ из них в цементной пульпе образуется пространственный каркас. При седиментации (осаждении) твердой фазы в жидкости затворения происходит с одной стороны ее "зависание" на стенках скважины, а с другой выжимание жидкости затворения снизу вверх. В результате этих процессов гидростатическое давление столба цементной пульпы постепенно уменьшается, стремясь снизиться в пределе до давления столба жидкости затворения, равного по высоте столбу цементной смеси, а на ее контакте с трубами и стенками скважины формируются каналы, заполненные жидкостью затворения. Этим явлениям противодействует продолжающийся процесс гидратации цемента и укрепления формирующегося цементного каркаса с повышением его суффозионной устойчивости, т.е. способности сопротивляться фильтрационным процессам и разрушению связей между частицами цемента. Если в интервале подъема цемента отсутствуют пласты с аномально высоким давлением, то процесс схватывания и твердения цементной смеси, как правило, заканчивается без осложнений. При наличии же в разрезе пластов с аномально высоким давлением, в особенности при использовании тампонажных смесей с низкой седиментационной устойчивостью и длительными сроками схватывания, снижающееся при ОЗЦ их гидростатическое давление может сравняться с пластовым. При дальнейшем снижении этого давления возникает постепенно нарастающая депрессия на пласт, и если к этому моменту цементная смесь не наберет соответствующую сопротивляемость фильтрационным процессам, то возникнет приток пластового флюида, разрушающего недостаточно схватившийся цементный камень, с переходом иногда в затрубный фонтан. Можно исключить возникновение подобных осложнений и аварий, подобрав рецептуру цементных смесей, обеспечивающих высокий темп набора их седиментационной и суффозионной устойчивости, при сокращении сроков схватывания и твердения и медленном темпе падения гидростатического давления при ОЗЦ. Кроме тога, можно исключить падение гидростатического давления при ОЗЦ ниже пластового, выбрав соответствующую технологию цементирования. Необходимо помнить, что нормальное схватывание цементного раствора происходит в температурном диапазоне по длине ствола скважины не более ±40 С от температуры, при которой проанализировано и подобрано количество замедлителя. При промывке скважины температура в забойной части ствола снижается, а в приустьевой части несколько повышается. Чем холоднее закачиваемый раствор, тем на большую величину охлаждается забой. Восстанавливается температура гораздо медленнее и достигает своей первоначальной величины только через 3-4 сут. Поэтому рецептуру цементного раствора следует подбирать в соответствии с той температурой, которая получится на забое после промывки. Если температура в скважине фактически отличается на большую величину от рецептурной, то цемент может совсем не схватиться.