Практические методы снижающие нефтегазопроявления в процессе бурения

В процессе проходки флюидосодержащих пластов неизбежно происходит смешивание флюида и флюидосодержащего шлама с буровым раствором. Поэтому важное значение уделяется очистки бурового раствора от выбуренной горной породы и его дегазации. Если пропускная способность оборудования системы очистки позволяет эффективно очищать буровой раствор при выборным оптимальном режиме бурения, то можно не снижать механическую скорость бурения. Следить за объемом в рабочих емкостях и за параметрами бурового раствора и такими как:

- удельный вес;

- вязкость;

- реологическими свойствами бурового раствора;

Также уделить внимание удельному весу раствора после его дегозации, не допускать ввода в циркуляцию если удельный вес отличается от рабочего более чем на 0,03 г/см³.

В случае если фоновое значение содержание газа в буровом растворе более 15% следует остановить углубление в скважине, встать на технологическую промывку и до полного прекращения газопроявления промыть ствол скважины. Дальнейшее углубление следует производить с меньшой механической скоростью.

Уменьшение капиллярных перетоков происходит до тех пор, пока фильтрат не заполнит пространство вокруг скважины, вытеснив флюид и заблокировав остальную часть порового пространства пласта. При бурении и циркуляции поступивший в скважину флюид вы­носится на поверхность буровым раствором и, как правило, не приводит к осложненности процесса бурения. Однако при дли­тельных простоях эффект от капиллярного замещения пластового флюида может оказать существенное влияние на изменение плотности бурового раствора и его газонефтесодержания. Ско­рость капиллярной пропитки в значительной степени зависит от гидрофобной глинистой корки. Противодействовать капиллярной пропитке продуктивных пластов можно снижая водоотдачу бурового раствора или ис­пользуя буровые растворы, у которых смачивающая способность пород, содержащих нефть или газ, невелика.

Переток за счет осмоса можно снизить за счет низкой водоотдачи, следует регулировать минерализацию бурового раствора, причем важно сбалансировать не только концентрацию солей, но и их долевой состав в буровом растворе. Кроме того, эффективным средством предупреждения осмотических перетоков может быть специальная химическая обработка бурового раствора, при кото­рой образующаяся на стенках скважины глинистая корка пере­стает обладать полупроводниковыми свойствами и таким образом устраняются условия возникновения осмоса.

Гравитационное замещение при возникновении нефтегазопроявления с таким механизмом перемещения флюида следует уменьшать механическую скорость проходки для ограничения скорости вскрытия новых трещин и повышать структурные свойства буро­вого раствора (СНС) для ограничения глубины проникновения его в трещины. Следует сказать, что, как правило, процесс замещения носит кратковременный импульсный характер и прекращается после блокировки трещин буровым раствором, имеющим доста­точные структурно-механические свойства. Это означает, что проникновение бурового раствора происходит лишь на некото­рую, ограниченную глубину в трещины и закупоривает их.

Поступление флюида из пласта вследствие седиментации бурового раствора для того чтобы твердые частицы, присутствующие в буровом растворе, не выпадали в осадок, он должен обладать структурно-механическими свойствами которые удерживают твердые частицы во взвешенном состоянии как в состояние покоя после прекращения работы буровых насосов  так и во время циркуляции.