Давайте рассмотрим основные признаки газонефтеводопроявлений.
Их можно разделить на:
🟡 косвенные
Косвенные могут свидетельствовать о снижении давления в скважине относительно пластового и возможной потери контроля (начале поступления пластовых флюидов).
🔴 прямые
Прямые указывают на поступление пластового флюида в скважину.
🟡Начнем с косвенных признаков:
1️⃣ Изменение давления на буровых насосах при неизменных условиях бурения.
Снижение или повышение давления говорит о нехарактерных изменениях. Например, снижение давления может указывать на промыв труб, насадок долота, штока или поршня насоса, а также на снижение плотности бурового раствора из-за закачки более легкой жидкости или газирования бурового раствора в процессе циркуляции. Увеличение давления может быть связано с зашламованием скважины, забитием внутреннего проходного диаметра труб или насадки долота.
2️⃣ Рост механической скорости проходки (МСП) при неизменных условиях.
Увеличение скорости проходки свидетельствует об изменении параметров породы, таких как слабая структура, высокая пористость или наличие большого количества трещин. «Провал» является важным «звонком» контроля за скважиной. Увеличение МСП приводит к увеличению выбуренной породы в КП скважины, а также к росту давления на насосе и увеличению крутящего момента. В дальнейшем этот момент может привести к осложнениям, связанным с прихватами или поглощениями.
3️⃣ Увеличение крутящего момента на роторе при неизменных условиях бурения.
Рост крутящего момента чаще всего связан с дополнительным усилием, необходимым ротору или СВП для создания вращения. Это может быть вызвано сужением ствола скважины из-за износа долота или большого количества шлама.
4️⃣ Повышение температуры выходящей промывочной жидкости.
Продуктивные пласты имеют более высокую температуру, которая не распределяется выше из-за покрышек. После вскрытия продуктивного пласта температура раствора начинает повышаться за счет теплопередачи.
5️⃣ Увеличение газосодержания в буровом растворе менее чем на 5%.
Фоновое значение газа — допустимый процент газа в растворе, который не приводит к негативным изменениям в работе. При вскрытии продуктивных горизонтов, при разрушении породы, газ из пор попадает в раствор, увеличивая фоновое значение. Идеальным это значение держаться и не будет, но основная задача — это контроль. Поэтому при повышении этого показателя необходимо понимать, что будет происходить в скважине — снижение плотности бурового раствора, снижение гидростатики и возможные осыпания (прихваты) или депрессия (проявление). Более 5%, совместно со снижением плотности раствора на выходе считается прямым признаком ГНВП.
6️⃣ Изменение параметров бурового раствора, включая плотность.
Это может быть вызвано различными факторами: от неправильно подобранной химии, долгих простоев и до поступления флюида в процессе бурения.
7️⃣ Появление серповидного (игольчатого) шлама на виброситах.
Избыточное давление со стороны пласта может привести к саморазрушению породы и появлению нехарактерного типа шлама, даже если бурение в продуктивном горизонте уже не проводится. А также и в продуктивных пластах при наличии слабой гидростатики и высокого внутреннего давления, ускоряющего разрушение породы.
8️⃣ Увеличение веса на крюке.
Принцип выталкивающей силы. В растворе инструмент весит меньше, чем в воздухе. При снижении плотности бурового раствора сила выталкивания уменьшается, и вес инструмента на крюке увеличивается. Бытовой пример — обычная вода и яйцо. Опустим куриное яйцо в стакан с водой и если оно не тухлое, то утонет, если добавим соли и растворим ее, яйцо начнет всплывать.
9️⃣ Снижение уровня бурового раствора при остановках.
При остановке циркуляции снижение уровня указывает на поглощение раствора и снижение гидростатического давления, что может привести к осложнениям, таким как осыпание породы, прихватам или ГНВП.
При обнаружении косвенных признаков ГНВП проверьте наличие прямых.
Для этого, во время бурения, необходимо провести следующие действия:
Если работа проводится с применением ВСП:
1️⃣ Прекратить углубление.
2️⃣ Оторвать долото от забоя. Установить бурильный замок над столом ротора (высота регулируется таким образом, чтобы замковое соединение не оставалось в зоне закрытия плашек превенторов).
4️⃣ Прекратить вращение бурильной колонны.
5️⃣Прекратить циркуляцию бурового раствора.
6️⃣ Переключить выход раствора на доливную емкость.
7️⃣ Активировать систему долива скважины.
8️⃣ Наблюдать за уровнем раствора в емкости в течение 15 минут (первые 3–4 минуты поток раствора из скважины должен угасать до полного прекращения, что указывает на отсутствие поступления пластового флюида. Но если поток не прекращается, усиливается, это однозначно прямой признак).
Увеличение объема раствора может указывать на прямое проявление ГНВП. Уменьшение объема свидетельствует о поглощении раствора. При наличии прямых признаков действовать по Правилам № 534.