🟡 Косвенные признаки
Косвенные могут свидетельствовать о снижении давления в скважине относительно пластового и возможной потери контроля (начале поступления пластовых флюидов).
1️⃣ Рост механической скорости проходки (МСП) при неизменных условиях.
Контроль за изменениями механической скорости проходки является эффективным способом выявления глинистых сланцев или песчаников. Обычно при входе долота в продуктивный пласт скорость бурения может увеличиваться за счет увеличения пластового давления в сравнении с забойным. Резкое увеличение скорости бурения свидетельствует о смене топографии бурения, а внезапное снижение — о её изменении в обратную сторону.
Почему увеличение механической скорости проходки может быть признаком увеличения пластового давления? Когда давление в пласте выравнивается с гидростатическим давлением бурового раствора или превышает его, давление внутри пор буквально способствует саморазрушению пласта. Особенно это важно контролировать при подготовке к вскрытию продуктивных зон. При обнаружении данного явления рекомендуется углубиться от 1 до 2 метров, после чего дальнейшее углубление останавливается и проводится промывка скважины с контролем выходящего раствора на поверхности. После промывки скважины в объеме одного цикла бурильщик может провести контрольную проверку на перелив, чтобы убедиться в отсутствии перелива при выключенных насосах.
Скорость бурения определяется не только одним фактором, но и множеством других. Среди них — эффективность очистки забоя буровым раствором, нагрузка на долото, скорость вращения и характеристики бурового раствора. Тип используемого долота также играет роль в скорости бурения. Однако, если скорость бурения резко меняется, это может свидетельствовать о смене геологического пласта. 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. В таких случаях буровая бригада должна быть готова к возможным изменениям условий работы.
2️⃣ Увеличение крутящего момента на роторе при неизменных условиях бурения.
В обычных условиях крутящий момент ротора возрастает с увеличением глубины. Однако в зонах с аномальными пластовыми давлениями этот рост становится ещё более значительным. В таких зонах в скважину может попасть большое количество шлама, который появляется либо за счет увеличения скорости проходки, либо за счет разрушения и обвала породы, что затрудняет вращение бурильных труб. Кроме того, долото начинает захватывать больше породы с каждым оборотом, что приводит к накоплению шлама вокруг утяжелённых бурильных труб. Это, в свою очередь, ещё больше увеличивает крутящий момент. Таким образом, рост крутящего момента может свидетельствовать о повышении пластового давления и возможном проявлении пластового флюида.
3️⃣ Изменение давления на буровых насосах при неизменных условиях бурения.
Циркуляционное давление представляет собой потери, возникающие из-за трения жидкости при её движении через различные элементы системы, включая поверхностное оборудование, бурильную колонну, УБТ, насадки долота и кольцевое пространство. Любые изменения в гидростатическом давлении между внутренней и внешней частью бурильной колонны будут влиять на циркуляционное давление. Например, при увеличении количества шлама, пример которого был разобран в пункте выше, давление, наоборот, будет возрастать.
Но когда при бурении внезапно появляется газ, он поднимается вверх и постепенно заполняет кольцевое пространство. В результате расширения газа жидкость вытесняется, и в кольцевом пространстве образуется менее плотный столб жидкости по сравнению с трубами. Если скважина открыта, это приводит к постепенному снижению давления на насосе. При значительном поступлении газа в скважину увеличивается поток жидкости, быстро растёт её уровень, и возникает реальная опасность выброса.
Но не всегда снижение давления может указывать только на проявление, порой снижение давления на насосе указывает на промыв труб, насадок долот или промыв насоса, а также на снижение плотности бурового раствора из-за закачки более легкой жидкости в скважину или попадание воздуха после наращивания.
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.
При возрастании пластового давления параметры бурового раствора могут изменяться. Если пластовое давление увеличивается быстрее гидростатического, в буровом растворе может растворяться большее количество шлама и обрушенных фрагментов стенок скважины, что приведёт к увеличению вязкости раствора. Вязкость бурового раствора часто возрастает при бурении ангидридных пород на соляном куполе или самого купола. Повышение вязкости указывает на увеличение потери воды или рост солёности бурового раствора при прохождении соляного купола. Изменения в свойствах бурового раствора могут сигнализировать о перемене условий на забое, поэтому их необходимо оперативно проверять при обнаружении.
В любом случае изменение параметров бурового раствора могут быть вызваны различными факторами: от неправильно подобранной химии, долгих простоев и до поступления флюида в процессе бурения.
7️⃣ Увеличение формы и объема шлама. Появление серповидного (игольчатого) шлама на виброситах.
Когда буровой раствор неспособен обеспечивать должное противодавление продуктивному пласту, размер шлама и его форма могут заметно меняться. При несбалансированном давлении обломки выбуренной породы увеличиваются в объёме, так как высокая скорость бурения, вызванная этим давлением, способствует саморазрушению, а также образованию каверн в скважине. Этот шлам имеет остроугольную форму, в то время как обычный шлам округлый.
8️⃣ Увеличение веса на крюке.
Вес бурильной колонны в скважине, заполненной буровым раствором, меньше, чем в воздухе. 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.
Это происходит из-за эффекта плавучести, аналогичного тому, как корабль держится на воде. Чем выше плотность бурового раствора, тем сильнее плавучесть труб. Если плотность жидкости в скважине становится меньше, выталкивающая сила уменьшается, что приводит к увеличению веса колонны труб. Это явление можно заметить на индикаторе веса, особенно когда вытесняется большое количество бурового раствора. Однако, если вес труб в скважине будет незначительным, а поток из скважины становится слишком сильным в связи с интенсивным поступлением пластового флюида, может произойти выброс колонны труб.
9️⃣ Снижение уровня бурового раствора при остановках.
Уменьшение объёма бурового раствора в ёмкостях может указывать на возможное поглощение. Одной из причин этого является потеря циркуляции, когда значительное количество раствора уходит из скважины в пласт. Если происходит полная потеря циркуляции или катастрофическая, то в результате поглощения длина столба бурового раствора в скважине сокращается. Если теряется большое количество раствора, гидростатическое давление столба может снизиться, и пластовый флюид сможет проникнуть в скважину, что может привести к проявлению.
1️⃣0️⃣ D-экспонента как индикатор пластового давления
D-экспонента — это косвенный показатель, применяемый для выявления аномалий пластового давления в процессе бурения. Она представляет собой безразмерное значение, вычисляемое на основе уравнения механической скорости бурения и учитывающее дифференциальное давление, и уплотненность породы. Для расчетов используются данные, собранные в интервалах залегания глин и глинистых сланцев. В нормальных условиях d-экспонента равномерно увеличивается с глубиной. Однако при вхождении в недоуплотненные зоны наблюдается её снижение. Важно отметить, что при расчете d-экспоненты не учитываются параметры циркуляции и свойства бурового раствора.
Для определения d-экспоненты применяются технологические параметры бурения, такие как механическая скорость, частота вращения, нагрузка на долото, диаметр долота и другие. На стабильных участках разреза, где условия бурения не меняются, рассчитываются значения d-экспоненты, которые затем используются для построения линии нормального уплотнения пород (линии тренда dn). Эта линия показывает ожидаемые значения d-экспоненты для нормально уплотненных пород в стабильных условиях.
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.