Какие меры можно предпринять если наблюдается поступление газа в скважину при наращивании
Обновлено: 07.07.2024
Добыча нефти и газа
нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти
ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ
При бурении глубоких скважин нельзя исключить возможность газо-нефтеводопроявлений (ГНВП), которые являются одним из самых распространенных видов осложнений. ГНВП нередко заканчиваются нерегулируемыми фонтанами пластовых флюидов, что часто приводит к гибели скважин и оборудования, а также потерям углеводородного сырья.
Проникновение газа в буровой раствор приводит к изменению его свойств. Вязкость и статическое напряжение сдвига буровых растворов возрастают, что в значительной степени затрудняет проведение профилактических мероприятий по их дегазации. Поступление газа в скважину вызывает падение плотности буровых растворов. Увеличивается разница плотности истинной и кажущейся, вследствие чего буровые растворы утяжеляют, хотя это не вызывается технологическими и геологическими условиями и может привести к поглощению раствора с последующим снижением противодавления на пласты.
При низких значениях вязкости и статического напряжения сдвига наблюдается «кипение» бурового раствора в скважине и желобной системе.
Следствием поступления газа в скважину может явиться перелив бурового раствора с последующим выбросом и фонтанированием; 4%-ное га-
зонасыщение бурового раствора приводит к понижению коэффициента подачи насоса на 12—19 %.
Газовые выбросы далеко не всегда могут быть замечены в своем развитии. Падение противодавления на пласт происходит постепенно, без видимых на устье скважины изменений, и после наступления «неустойчивого равновесия» возможен выброс с последующей работой пласта без противодавления.
Отмечены случаи газирования бурового раствора во время остановок скважины без промывки в течение более 1 ч, а также возникновения открытого фонтанирования скважин при подъеме инструмента.
Для предупреждения ГНВП повышают плотность бурового раствора из того расчета, что давление его столба должно быть выше пластового. Нижний предел превышения забойным давлением пластового ограничен техническими нормами, а верхний — нет. Опасаясь ГНВП, буровики, как правило, стараются не рисковать и чрезмерно утяжеляют буровой раствор. В некоторых районах репрессия на пласты составляет 7 — 15 МПа и более. Принятие таких мер при проводке скважин приводит к снижению скорости их бурения, росту опасности возникновения прихватов бурильной колонны, поглощениям бурового раствора, закупорке коллекторов и, как следствие, к снижению эффективности геологопоисковых и буровых работ, повышению их стоимости и другим негативным явлениям.
Практика буровых работ в нашей стране и за рубежом показывает, что повышение эффективности глубокого бурения связано с понижением репрессии на разбуриваемые пласты, а также с уменьшением содержания частиц выбуренной породы, в том числе коллоидных, в буровых растворах.
Необходимо иметь в виду, что безопасное ведение работ предполагает совершенствование мер безопасности, основными из которых являются:
прогнозирование пластового (порового) давления на всех стадиях проектирования и строительства скважин;
разработка надежных методов проектирования конструкций скважин;
разработка и производство надежного устьевого оборудования — пре-венторов, дросселей, сепараторов, дегазаторов, запорной арматуры и др.;
создание технических систем для обнаружения флюидопроявлений на ранней стадии их возникновения;
разработка более совершенных методов расчета изменения забойного давления при бурении, спускоподъемных операциях, а также во время длительных остановок;
разработка и внедрение способов и технических средств ликвидации проявлений.
Читайте также: