Предупреждение флюидопроявлений обеспечивается применением следующе- го комплекса технико-технологических мероприятий:
1) Своевременный контроль параметров бурового раствора. При обнаружении в растворе газа содержанием более 1% необходимо использовать дегазатор. При вскрытии нефтесодержащих пластов, особенно с АВПД, плотность и вязкость контролировать каж- дые 10-15 минут, а фильтрацию и СНС – каждый час. Необходимо чтобы параметры рас- твора соответствовали ГТН. Не допускается отклонение плотности бурового раствора, находящегосявскважине,оттребованийГТНбольшечемна±20кг/м3.
2) Своевременный долив скважины при подъёмеинструмента.
3) Недопущение образованиясальников.
4) Ограничение скорости подъёмаинструмента.
5) Своевременный долив обсадных колонн при их спуске. Осуществление ка- чественного цементирования колонн путём использования специальной технологиче- ской оснастки (дифференциальный обратный клапан, центраторы, турбулизаторы, скребки идр.).
6) Подбор правильной конструкции скважины (разделение интервалов погло- щения и проявления обсадными колоннами, определение глубин спуска кондуктора и/или промежуточной колонны с целью перекрытия возможных зон поглощения и гидроразрыва).
7) Установка ПВО перед вскрытием напорныхпластов.
8) Опрессовка спущенных обсадных колонн с целью оценки качества их це- ментирования.
9) Прогнозирование зон АВПД и принятие своевременныхмер.
3.4.1. Опрессовка обсадныхколонн
Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, после установки цементных мостов для изо- ляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испыта- нию на герметичность и качество цементирования [59]. Порядок и условия проведения испытаний устанавливаются в соответствии с требованиями Госгортех- надзора России. Все расчётные параметры испытаний устанавливаются с учётом фак- тического состоянияскважины.
Разрешается проведение испытаний на герметичность обсадных колонн в мо- мент посадки продавочной пробки на цементировочный клапан обратный дроссель- ный (ЦКОД) и созданием необходимого давления при помощи цементировочного агрегата.
Опрессовка колонн осуществляется следующим образом [59]:
1) После ОЗЦ верхние 20-25 м кондуктора и промежуточных колонн заполня- ютсяводой,нижебуровымраствором(обычноприкоторомбурилиилибудутбу-
рить) и создаётся давление на 10% превышающее возможное давление, которое мо- жет возникнуть при ликвидации флюидопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Присут- ствие представителя заказчика на опрессовке обязательно.
2) Кондуктор и промежуточная колонна вместе с установленным на них про- тивовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно опрессовываются с закачкой на забой воды в объё- ме, обеспечивающем подъём её на 10-20 м выше башмака. Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за баш- маком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования. Результаты опрессовки оформляютсяактом.
3) Опрессовка эксплуатационной колонны осуществляется также, но водой. Опрессовка может производиться в один приём, посекционно, с пакером или без него. В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким (более 200 м3/т) газовым фактором, других скважинах с ожидаемым избыточным дав- лением на устье более 10 МПа приустьевая часть колонны вместе с колонной голов- кой после опрессовки водой дополнительно опрессовывается инертным газом (азотом) давлением в соответствии с рабочим проектом. В обоснованных случаях раз- решается по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России производить опрессовку воздухом.
4) Опрессовка эксплуатационной колонны способом снижения уровня раство- ра в скважине до динамического уровня при механизированной добыче нефти произ- водится в течение 8ч.
3.4.2. Прогнозирование зонАВПД
Качество прогнозирования интервалов АВПД зависит от ряда факторов, основ- ными из которых являются своевременность и достоверность как на стадии проекти- рования, так и при строительстве нефтяных и газовых скважин. При этом следует отметить, что более надёжные результаты прогнозирования интервалов АВПД полу- чаются при одновременном использовании нескольких методов. В работе [74] приве- дена систематизация прогнозирования зон АВПД (табл. 3.1).
Таблица 3.1 – Методы прогнозирования интервалов АВПД
| Источник информации | Индикаторы давления | Время регистрации данных |
| Геофизические методы | 1. Сейсморазведка 2. Гравиразведка 3. Магниторазведка | До начала бурения |
| Параметры бурения | 1. Скорость бурения (d -экспонента и ds -экспонента) 2. Данные о скорости и пластовом давлении по буровымхарактеристикам 3. Каротаж в процессебурения 4. Момент вращения бурильного инструмента 5. Нагрузка накрюке | Во время бурения (без запаздывания) |
| Источник информации | Индикаторы давления | Время регистрации данных |
| Параметры бурового раствора | 1. Содержание газа в буровомрастворе 2. Плотность бурового раствора навыкиде 3. Выбросы буровогораствора 4. Температура бурового раствора навыкиде 5. Удельное сопротивление, концентра- цияхлоридов 6. Уровень и объём раствора вёмкостях 7. Заполнение скважины приСПО 8. Скорость циркуляции бурового раствора | Во время бурения (сзапаздыванием) |
| Параметры шлама глинистых пород | 1. Плотностьглин 2. Факторглин 3. Форма и размерчастиц | Во время бурения (сзапаздыванием) |
| Каротаж | 1. Электрокаротаж 2. Акустическийкаротаж 3. Объёмнаяплотность 4. Водородныйпоказатель 5. Поперечное сечение захвата тепловыхнейтронов 6. Ядерно-магнитныйрезонанс 7. Скважиннаягравиметрия | После бурения |
| Прямые методы измерения давления | 1. Глубинныеманометры 2. Опробование пластоиспытателем натрубах 3. Опробование приборами, спускаемыми в скважину на каротажномкабеле | После вскрытия пласта |
Наиболее оперативным и достоверным методом прогнозирования интервалов АВПД является определение механической скорости бурения (d -экспонента и ds - экспонента). Метод d -экспоненты предложен Дж. Джорденом и О. Ширли в 1966 г. и основывается на использовании уравнения Дж. Бингхэма:
V м n
æ G ö d
|
è ø
(3.1)
где Vм – механическая скорость бурения,м/ч;
n – частота вращения долота, об/мин;
G – осевая нагрузка на долото, кН;
D – диаметр долота, м;
a, d – эмпирические коэффициенты.
Решая уравнение (3.1) с учётом масштабирования [69], получается показатель
d -экспоненты:
 |
|
ç ÷
d = è ø. (3.2)
æ1,498×10-6× G ö
lnç D ÷
è ø
Многолетний опыт бурения как в России, так и за рубежом показывает, что d -экспонента обратно пропорциональна механической скорости бурения и поэтому при разбуривании интервалов с нормальным поровым давлением с ростом глубины увеличи- вается (рис. 3.1). При повышении порового давления наблюдается снижение d -экспоненты. С целью определения тенденции изменения величины d -экспоненты с глубиной рекомендуется определять её значение через каждые 1-3 м бурения (иногда больше). При этом определяются средние значения механической скорости, нагрузки надолото и частоты его вращения при неизменной плотности бурового раствора.
 |
d-экспонента
Рисунок 3.1 – График изменения d -экспоненты с глубиной
(А – зона нормальных давлений, Б – переходная зона)
При разбуривании интервалов с АВПД необходимо утяжеление бурового рас- твора. С целью учёта влияния изменения плотности раствора на d -экспоненту в рабо- те [69] предложена её модификация (ds -экспонента), которая позволяет более чётче выделить переходную область.
æ gradPн ö
ds = d ç п ÷,
(3.3)
è r g ø
где ρ – новое значение плотности бурового раствора; grad Рпн – градиент нормального порового давления; d – d -экспонента;
g – ускорение свободного падения.
Согласно опыта бурения и ряда работ [39-43] с увеличением глубины скважи- ны происходит снижение механической скорости бурения за счёт увеличения диффе- ренциального давления, в результате чего ухудшается отделение частиц шлама от забоя и происходит их повторное разрушение долотом. Поэтому при разбуривании переходной зоны из-за разуплотнения горных пород и уменьшения дифференциаль- ного давления происходит резкое увеличение механической скорости бурения. Уве- личение механической скорости в 2 раза может свидетельствовать о приближении к пласту с АВПД [74]. При этом необходимо соблюдение следующих условий, сформу- лированных в работе [74]:
1. Разбуриваемые породы должны бытьоднородными.
2. Применение долот одноготипа.
3. Бурение должно осуществляться в равныхусловиях.
4. Параметры режима бурения должны обеспечивать объёмное разрушение горной породы и могут изменяться, нонезначительно.
В работе [68] предлагается прогнозировать поровое давление, используя мето- ды математического моделирования, которые основываются на определении зависи- мости между пластовыми характеристиками и параметрами бурения. Продолжают развиваться каротажные установки, имеющие датчики, встроенные в бурильную ко- лонну с передачей информации на поверхность, которые позволяют прогнозировать интервалы АВПД в процессе бурения.
Интервал перехода в зону АВПД можно определить по косвенным признакам, к которым относятся увеличение вращающего момента на долоте и нагрузки на крюке буровой установки, так как при вскрытии переходных зон могут наблюдаться пласти- ческие деформации глинистых пород в призабойной зоне, приводящие к уменьшению диаметра ствола скважины и интенсивным осыпям и обвалам. Однако, не следует за- бывать, что увеличение крутящего момента и нагрузки на крюке может быть вызвано рядом другихпричин.
С небольшим запаздыванием во времени (время движения бурового раствора от забоя до устья по затрубному пространству) переходный интервал можно опреде- лить по параметрам буровогораствора:
1. Увеличение содержания газа ихлоридов.
2. Изменение удельногосопротивления.
3. Резкое увеличение температуры на выходе изскважины.
4. Снижениеплотности.
Однако, следует учитывать, что поступление флюида в раствор может про- изойти из других (вышезалегающих) пластов.
Достаточно точными признаками вхождения в пласт с АВПД могут являться признаки нефтегазоводопроявлений:
1. Выбросы на устьескважины.
2. Рост объёма раствора в приёмныхёмкостях.
3. Уменьшение требуемого объёма для доливки скважины при подъёме ин- струмента.
4. Увеличение скорости циркуляции на устье при выходе изскважины.
Одним из методов приближения к пласту с АВПД могут являться параметры шлама глинистых пород. Обычно с глубиной плотность глин увеличивается, но из-за их повышенной пористости в условиях повышенных поровых давлений наблюдается снижение плотности. Поэтому контроль и анализ изменения плотности глин с глуби- ной может позволить выявить переходные зоны. В работе [69] предлагается дополни- тельно анализировать фактор (тип) глин, который позволяет выявить непроницаемый барьер давлений (глинистые породы), залегающие в кровле зон АВПД. Кроме этого, о приближении к интервалу АВПД можно судить по форме частиц шлама. Обычно при нормальных поровых давлениях глинистые частицы, поднятые раствором на поверх- ность, имеют пластинчатую форму небольших размеров с округлёнными краями, но при разбуривании переходных зон количество шлама увеличивается и он имеет длин- но-оскольчатую форму с заострёнными краями [74].
Наиболее достоверным методом обнаружения интервалов с АВПД является каро- таж, который позволяет с достаточной достоверностью определять физические свойства пород и прогнозировать изменение порового давления. В таблице 3.1 представлены мето- ды каротажа, которые можно использовать для прогнозирования поровых давлений. Од- нако, следует отметить, что каротаж проводится после бурения, поэтому требуется постоянное проведение промыслово-геофизических исследований в скважине, что потре- бует дополнительных затрат времени и материальных средств.
Прямым и самым точным методом определения пластовых давлений после вскрытия коллектора является применение испытателей пластов.