Систематизация и выбор главных факторов возникновения нефтегазопроявления в процессе бурения

Главным условием возникновения нефтегазопроявления является недостаточное противодавление на пласт, создаваемое столбом бурового раствора в геологических интервалах, где залегает флюид.

Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивает опасность возникновения нефтегазопроявления.

Одним из факторов возникновения нефтегазопроявления является геологический. Геологическими причинами возникновения нефтегазопроявления принято считать ошибочное или неправильное определение или задание расположения флюидосодержащих пластов и их геофизических и петрофизических характеристик при проектировании скважины, а также при оперативном уточнении геологического разреза в процессе бурения. Ошибочное или неправильное определение или задание расположения флюидосодержащих пластов означает, что неверно заданы глубины их кровли. Причем флюидосодержащими пластами могут быть искусственно созданные в процессе разработ­ки месторождения интервалы горных пород АВПД в результате проведения операций по нагнетанию флюида в пласты из сосед­них скважин. Искусственные зоны АВПД могут также возник­нуть при бурении вследствие межпластовых перетоков из-под предыдущей обсадной колонны или в открытом стволе. В результате происходит вскрытие флюидосодержащих пластов при несоответствии технологии геологическим условиям, при неподготовленных техническом и организационном обеспе­чении технологических процессов.

Неправильное определение или задание геофизических ха­рактеристик флюидосодержащих пластов, таких как пластовое давление, трещиноватость, пористость, проницаемость, а также наличие тектонических нарушений может создать такую ситуа­цию в скважине, когда вскрытие этих пластов будет осуществ­ляться с нарушением технологических инструкций и правил: не­соответствие плотности бурового раствора; несоблюдение скоро­стей углубления и спуско - подъемных операций; вскрытие несо­вместимых интервалов бурения.

При указании залегания флюидосодержащих пластов рассчитывается гидростатическое давление которое будет противодействовать пластовому давлению. При не правильном расчете из-за неверной указанной глубины возможен гидравлический разрыв пласта который сопровождается поглощением бурового раствора. В результате поглощения проис­ходит падение уровня бурового раствора в скважине; это приво­дит к снижению гидростатического давления на флюидосодержащий пласт, в итоге возникает условие поступления флюида в скважину.

Так же очень важно знать  информации о флюидосодержащих пластах и пластах, склонных к поглощениям и гидро­разрывам в составе:

- реперы флюидосодержащих пластов;

- реперы интервалов зон искусственного АВПД;

- реперы пластов, склонных к поглощениям или гидрораз­рывам («слабых» пластов);

- пластовое давление;

- давление начала поглощения;

- давление гидроразрыва;

- наличие тектонических нарушений по разрезу скважины;

- трещиноватость пород;

- пористость пород;

- проницаемость пород;

- состав пластового флюида;

- физическо-химические характеристики флюида (плот­ность, вязкость,

газовый фактор; минерализация, присутствие аг­рессивных компонентов).

К техническим причинам возникновения нефтегазопроявления относятся выход из строя или потеря работоспособности техниче­ских средств или контрольно-измерительной аппаратуры:

- средства дегазации бурового раствора;

- средства очистки бурового раствора от выбуренной по­ роды;

- система долива бурового раствора в скважину при про­ведении операций по извлечению инструмента из скважины;

- противовыбросовое оборудование;

- обсадные колонны;

- бурильные колонны и элементы ее технологической ос­настки;

- система, обеспечивающая подачу бурового раствора в скважину;                                         

- система, обеспечивающая проведение спуско-подъемных операций;

- средства регистрации технологических параметров;

- специальные технические средства, используемые при проведении технологических операций по строительству, ремон­ту, эксплуатации, исследованию и освоению скважин, а также при проведении аварийных работ.

Основными причинами выхода из строя вышеперечислен­ных технических средств в интервале межремонтного периода и гарантийного срока эксплуатации могут быть:

- усталостное разрушение металлических деталей техниче­ских средств из-за воздействия знакопеременных нагрузок и т.п.;

- разрушение металлических деталей технических средств из-за некачественного изготовления или брака;

- износ   функциональных   герметизирующих   элементов технических средств (противовыбросовое оборудование, буровые насосы, фонтанная арматура, задвижки, клапаны и т.д.)

- выход из строя систем автоматического срабатывания или управления технических средств;

- нарушение герметичности гидравлических каналов (об­садная и бурильная колонны) или линий гидравлического и пневматического управления приборами и механизмами;

- потеря работоспособности отдельных элементов различ­ных систем (дегазации, очистки, нагнетания, долива и т.д.);

- разрушение   технических   средств   из-за   неправильной эксплуатации;

- разрушение технических средств из-за несоблюдения ус­ловий эксплуатации;

- выход из строя электрических и электронных элементов технических средств из-за неполадок в сети питания;

- нарушение работоспособности или разрушение техниче­ских средств в результате стихийных бедствий или природных явлений;

- нарушение работоспособности или разрушение техниче­ских средств после возникновения осложнений и аварий при бу­рении, ремонте или эксплуатации скважин;

- нарушение работоспособности или разрушение техниче­ских средств при непредвиденном изменении условий бурения или эксплуатации скважин.

В качестве наиболее характерных примеров технических причин возникновения ГНВП и открытых фонтанов можно при­вести следующие.

1. Выход из строя дегазаторов бурового раствора при бу­рении интервалов, содержащих газонасыщенные пласты.

2. Выход из строя или потеря работоспособности во время бурения   элементов   циркуляционной   системы,   выполняющих функции очистки бурового раствора от выбуренной породы (виб­росита, гидроциклоны, пескоотделители, илоотделители).

3. Выход из строя или потеря работоспособности датчика уровня в доливной емкости системы долива бурового раствора во время проведения операций по извлечению бурильной колонны или иного инструмента из скважины.