Методика раннего обнаружения газонефтеводопроявлений

Контроль за поступлением пластового флюида в стволе скважины в процессе бурения осуществляется по увеличению объема уровня бурового раствора в приемной емкости, газосодержания в буровом растворе, снижению плотности п.ж., повышению скорости выходящего потока, снижением давления на стояке (прямые признаки), по росту механической скорости проходки и изменению параметров бурового раствора (косвенные признаки). Для автоматической, непрерывной регистрации всех этих параметров бурения, а также для проведения газового каротажа, оптимизации и оперативного управления режимами проводки скважины в проекте предусмотрена система технологического контроля параметров бурения.

Для своевременного обнаружения притока пластового флюида: изолируют приемную емкость, через которую ведется циркуляция, от других; уменьшают поверхность зеркала приемной емкости установкой перегородки; устанавливают исходный уровень бурового раствора после возобновления циркуляции; корректируют положение исходного уровня на объем введенных добавок при обработке и утяжелении бурового раствора, интенсивного выпадения осадков или потерь раствора при его очистке и испарении; переключают насосы, приемные емкости, перераспределяют объемы бурового раствора только с ведома бурильщика с предупреждением операторов станции геолого-технологического контроля.

При стабильной подаче буровых насосов повышение скорости циркуляции бурового раствора на 10 % и более — признак интенсивного проявления. Не допускается приток газа в скважину более чем 1, 5 м³.

При увеличении в буровом растворе содержания газа выше фонового на один и более процентов принимают меры по его дегазации и выявляют причины его поступления (работа пласта, выделения из выбуренной породы, вспенивание и т.д.).

При промывках, после прекращения бурения проявление распознают по прямым признакам — уменьшению плотности раствора, увеличению объема бурового раствора в приемных емкостях, повышению расхода жидкости на выходе из скважины, повышению газосодержания в растворе.

При прекращении промывки, при наращивании бурильной колонны, проявление обнаруживают визуально по продолжающемуся движению бурового раствора в желобной системе. Следует иметь в виду, что за счет сжимаемости и вязкоупругих свойств буровых растворов после остановки насосов из скважины вытекает, определенное количество жидкости и это не является признаком проявления.

Во время промывок после спуска бурильной или обсадной колонны или длительной остановки циркуляции, проявление распознают по снижению давления на буровых насосах, по увеличению объема бурового раствора и повышению газосодержания в нем.

Обнаружение газонефтеводопроявлений при СПО: проявления, начавшиеся в процессе подъема бурильной колонны распознают по уменьшению объема П.Ж., доливаемого в затрубное пространство, по сравнению с объемом металла бурильных труб, извлекаемых из скважины, и объемом бурового раствора, оставшегося на внутренних стенках труб в виде пленки. Фактический объем долива контролируется по изменению уровня ПЖ в доливной емкости. Для автоматической регистрации уровня ПЖ в доливной емкости устанавливается дополнительный уровнемер с выводом показаний на пульт станции геолого-технологического контроля. На пульте бурильщика должны быть зафиксированы контрольные величины объемов бурового раствора для фактических длин бурильных труб и УБТ.

При подъеме бурильной колонны, долив затрубного пространства производится непрерывно.

Наиболее частые выбросы газа происходят при отрыве долота от забоя скважины и в начальной стадии подъема инструмента, поэтому наиболее ответственными периодами для установления ранних признаков поступления пластовых флюидов в призабойную зону скважины является момент отрыва долота от забоя и период подъема первых пяти, десяти свечей бурильной колонны.

С целью учета объема пленки на поверхности труб при изменениях параметров бурового раствора, глубины скважины, компоновки бурильной колонны, а также проводимых на скважине операций периодически повторяют контрольные измерения объема долива (вытеснения) п.ж.

Если при подъеме труб будет установлено, что объем доливаемой жидкости меньше по сравнению с соответствующим контрольным замером объема на величину более 1 м³, то необходимо остановить подъем и немедленно приступить к ликвидации начавшегося проявления.

В процессе спуска бурильной и обсадной колонн начавшееся проявление обнаруживают по увеличению объема в приемной емкости бурового раствора против расчетного объема вытеснения, фактический объем вытесняемого раствора определяют по контрольным замерам во время спуска труб до вскрытия продуктивного пласта по методике, аналогичной для подъема труб, и заносят в таблицу. Если фактический объем не определяется, то за контрольный объем вытесняемого бурового раствора принимают расчетный объем металла бурильных труб, увеличенный на 1-4 %. Объем вытесняемой жидкости сверяют с контрольным объемом после каждых 10 свечей.

Контроль за объемом вытесняемой жидкости при спуске труб ведут по объему бурового раствора, находящегося в одной из приемных емкостей (остальные отключают от желобной системы). При этом учитывают, что во время спуска труб в желобной системе находится некоторый объем бурового раствора, вытесняемого из скважины. При непрерывном спуске труб в желобах существующих циркуляционных систем задерживается 500-600 литров бурового раствора, который при остановках спуска практически полностью сливается в приемную емкость в течение 7-10 минут. Этот объем учитывают при контроле за разницей в объемах вытесняемой жидкости и металла труб, спущенных в скважину. Увеличение объема в приемной емкости на 1 м³ против контрольного объема указывает на начало ГНВП.

Контроль за уровнем п.ж. в приемных емкостях в процессе СПО и бурения осуществляется: визуальный по мерной рейке — непосредственно членами вахты; автоматический на пульте станции геолого-технологического контроля — операторами-технологами.

При отсутствии циркуляции бурового раствора в скважине, в т.ч. при полностью поднятой колонне, геофизических и ремонтных работах, ГНВП обнаруживают по движению жидкости в желобной системе. При этом не допускается увеличение объема бурового раствора в приемной емкости более 1 м³.

Долив бурового раствора при подъеме и прием его при спуске инструмента производят с использованием одной емкости. Объем емкости должен быть не менее необходимого объема для долива при подъеме всей колонны труб. Для этой цели используется специальная доливная емкость и одна из приемных емкостей.

Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку через 0, 5 м³. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0, 5 м³, подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья.

Обнаружение ГНВП при поглощении бурового раствора:

Проявление после поглощения при остановленных насосах обнаруживают по движению бурового раствора по желобу, а при закрытом превенторе по росту давления в затрубном пространстве и в трубах.

Контроль за уровнем промывочной жидкости в скважине осуществляют при помощи системы контроля уровня промывочной жидкости в скважине - «ЭХО—1» или «СКУ—1М».

К подъему бурильной колонны выше башмака обсадной колонны приступают только после заполнения скважины до устья буровым раствором. Особенно тщательно ведут контроль за скважиной по объему доливаемого бурового раствора, сопоставляя его с объемом поднимаемого металла труб и пленки бурового раствора на них.