Влияние отклонения основных параметров бурового раствора от проектных величин на возникновение проявлений.

 

Основным средством предотвращения газонефтеводопроявлений в бурящихся скважинах является применение промывочных жидкостей надлежащего качества, которые способны:

- создавать своим весом необходимое противодавление на пласт;

- надёжно глинизировать пористые пласты, создавая на стенах скважины тонкую корку (иметь низкую водоотдачу);

- обладать минимально допустимой вязкостью и статическим напряжением сдвига для обеспечения дегазации.

Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также минимальный ущерб окружающей среде.

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтенасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.

Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м),

- 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см² (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин. Максимально допустимая репрессия (с учётом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения.

Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетах напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 5.2.4. настоящей инструкции, в следующих случаях:

- при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений, согласованному с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой;

- при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями, приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобождённого газа) находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/cм³ от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

При постоянном падении плотности бурового раствора необходимо выяснить причину и принять меры к восстановлению значений плотности. При разжижении раствора нефтью, технической и пластовой водой принять меры к восстановлению плотности путём обработки и утяжеления раствора, либо замене разжиженного раствора новым.

Если объёмное содержание газа в буровом растворе превышает 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.