3. Классификация скважин по категории возможного возникновения гнвп.

4. Признаки возникновения гнвп (прямые и косвенные).

При нарушении равновесия системы скважина-пласт и поступлении в результате этого пластового флюида в ствол скважины всегда появляются предупреждающие признаки, игнорировать которые недопустимо. Существуют признаки, явно говорящие о начале проявления (явные признаки), а также признаки, которые можно рассматривать и как предупреждающие о начале проявления, и как не относящиеся к проявлению (косвенные признаки). Явными признаками начала проявления считают:

при бурении, проработке, промывке, расширении ствола - увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях, превышение интенсивности выходящего потока промывочной жидкости из ствола над интенсивностью закачиваемой, движение промывочной жидкости из скважины при остановленных насосах; при подъеме колонны труб - уменьшение объема долитой промывочной жидкости над объемом извлеченного из скважины металла труб, движение промывочной жидкости из скважины; при спуске колонны труб - увеличение прироста объема промывочной жидкости в приемных емкостях над объемом спущенного металла труб, движение промывочной жидкости из скважины; при простоях, геофизических исследованиях, ОЗЦ - движение промывочной жидкости из скважины. К прямым признакам начавшегося ГНВП относят повышение газосодержания в промывочной жидкости. Но данный признак правильнее относить к косвенным, так как задолго до момента обнаружения газа в растворе (если это газонефтепроявление) должно наблюдаться увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях и интенсивности ее притока из скважины. К косвенным признакам относится множество отклонений от нормального процесса проводки скважины. 1. Чем меньше разность давления в системе скважина - пласт, тем выше механическая скорость бурения. Максимальная скорость механического бурения достигается при условии превышения пластового (перового) давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости, т.е. при бурении с продувкой воздухом или промывкой пенами. При разбуривании продуктивного пласта в этом случае поступающий в ствол скважины флюид как бы помогает разрушаться скелету горной породы пласта. Механическая скорость бурения увеличивается кратно, а иногда и в десятки раз. Но аналогичная картина может наблюдаться при вскрытии переходной зоны при несогласном залегании горных пород различных стратиграфических формаций (так называемой "зоны размыва" или "зоны выветривания") или при вскрытии менее прочных пород аналогичной или совершенно другой литологической разности (пропласток мела среди известняка, глины среди аргиллитов или алевролитов и т.п.), но это также практически всегда связано со вскрытием другого стратиграфического горизонта. В этом случае увеличение механической скорости всегда сопровождается увеличением момента на роторе в 1,5-3 раза. 2. Уменьшение давления на буровых насосах может служить сигналом о начале проявления, так как поступающий из пласта флюид поднимается к устью, тем самым помогая буровому насосу прокачивать промывочную жидкость по затрубному пространству. Однако аналогичная ситуация может возникнуть и при нарушении целостности колонны бурильных труб (промыв в теле трубы или по резьбе). Чем ближе к устью промыв в колонне, тем значительнее уменьшается давление, имитируя бурное поступление газа в ствол скважины. Промыв втулки, поршня или клапана насоса, подсос воздуха во всасывающую линию также влекут за собой падение давления нагнетания, но одновременно и падение подачи насоса. 3. Увеличение момента на роторе обязательно должно сопровождаться изменением других параметров процесса бурения и, в частности, механической скорости бурения, интенсивности и (или) давления промывки. Одновременное сочетание признаков: увеличение момента - увеличение механической скорости бурения - снижение давления на насосах (последнее может и не отмечаться), свидетельствует о входе долота в возможно продуктивный пласт с градиентом пластового давления, превышающим градиент промывочной жидкости. Увеличение момента со снижением механической скорости говорит о сработке долота, а повышение давления на насосах о возможном образовании сальника или появлении осыпей стенок скважины. 4. Повышение газосодержания в промывочной жидкости может свидетельствовать о бурении по продуктивной толще и выходе газа из поднятых к устью частиц шлама или о постоянном поступлении газа из пласта с низкой проницаемостью, но с превышением пластового давления над давлением промывочной жидкости. В случае интенсивного поступления газа в ствол скважины промывочная жидкость вытесняется из затрубного пространства как бы поршнем, не успевая разгазироваться. Поэтому поступление газа в значительных количествах из пласта в ствол всегда сопровождается вначале увеличением объема промывочной жидкости в приемных емкостях, а в дальнейшем обязательно движением жидкости из скважины по желобам. Повышение газосодержания также может свидетельствовать о накоплении воздуха в циркулирующей промывочной жидкости из-за негерметичности всасывающей линии насосов, при добавках сырой нефти с последующим ее разложением на составные фракции под действием высокой забойной температуры, из-за больших добавок пенообразующих химреагентов без пеногасителя и т.п. Здесь под термином "газосодержание" подразумевается общее содержание газовой фазы в промывочной жидкости. Обычно же газокаротажной станцией дается содержание только горючих газов (в %) в отобранном объеме газовой фазы - промывочной жидкости. Так, стопроцентное содержание газа по данным АГКС-4 означает только то, что в отобранной пробе 100% углеводородного газа, но в промывочной жидкости общее его содержание может быть незначительным. В связи с этим при повышении газосодержания от фонового значения необходимо постоянно следить за плотностью выходящей из скважины промывочной жидкости. 5. Уменьшение плотности промывочной жидкости на выходе из скважины может свидетельствовать о наличии проявления, т.е. о наличии в растворе пластового флюида. При попадании в пресную или слабоминерализованную промывочную жидкость пластовой воды резко изменяются внутренние химические связи, происходит коагуляция (свертывание) коллоидной фазы, расслоение системы и изменение ее цвета. При применении сильноминерализованных промывочных жидкостей или рассолов приток пластовой воды или малосернистой нефти видимых изменений может не дать. При попадании в любую промывочную жидкость высокосернистой нефти резко меняется ее цвет (до черного) и повышается вязкость. Однако уменьшение плотности промывочной жидкости на выходе из скважины может также произойти из-за неправильной ее обработки (ввод больших количеств химреагентов, воды, нефти за короткий промежуток времени) или закачки более легкого раствора из запасных емкостей.