31. Предупреждения и борьба с поглощениями бурового раствора.

Поглощение буровых растворов является одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин. Различают поглощения малой интенсивности (до 15 м³/ч), средней (до 60 м³/ч) и высокой интенсивности. Причиной возникновения поглощений могут быть как геологические факторы (трещины, каверны), так и технологические факторы (гидравлический разрыв пород).

Среди существующих методов предупреждения и ликвидации поглощений используются следующие: снижение гидростатического и гидродинамического давления на стенки скважины, изоляция поглощающего пласта специальными тампонажными растворами. Известно большое число рецептур тампонажных и быстросхватывающихся смесей. Наиболее простой состав смеси следующий: цементный раствор плотностью 1400 кг/м³ и бентонитовый раствор плотностью 1200 кг/м³ в соотношении 1:2.

В случаях катастрофических поглощений используется бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском буровой колонны. В этом случае разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью. Для борьбы с поглощениями широко применяют пакеры, которые герметизируют или разобщают затрубное пространство при задавливании тампонирующих смесей в поглощающий интервал.

Тампонажную смесь подают в скважину через спущенную в нее бурильную колонну или через отвод превентора.

Одним из наиболее эффективных способов ликвидации поглощений является применение наполнителей, которые или добавляют в циркулирующий буровой раствор, или проводят разовую закачку в зону поглощения порции специальной жидкости с наполнителем. Применяют наполнители волокнистые (обрезки нитей и др.) и зернистые (керамзит и др.).

Физико-химическая кольматация наряду с предупреждением поглощений при бурении снижает вероятность прихвата колонны из-за перепада давления и обеспечивает нормальные условия цементирования обсадной колонны.

Конец труб для закачивания тампонажных смесей устанавливается выше кровли поглощающего пласта с целью предотвращения прихвата. Если ни один из способов ликвидации поглощения не дает результата, то для обеспечения нормального процесса бурения скважину закрепляют обсадными трубами с цементированием затрубного пространства.

32. Предупреждение газовых, нефтяных и водопроявлений и их борьба с ними.

Нефть и газ могут выбросить из скважины буровой раствор, если пластовое давление высокое, а раствор имеет недостаточно высокую плотность. В таких случаях возникает нефтяной или газовый фонтан.

Может случиться и другой механизм: газ постепенно насыщает циркулирующий буровой раствор мельчайшими пузырьками вместе с выбуренной породой, а также во время длительных перерывов в бурении. При циркуляции пузырьки поднимаются и по мере уменьшения давления увеличиваются в размерах. В скважине начинается холодное кипение. При этом плотность раствора уменьшается настолько, что его столб не в состоянии противостоять пластовому давлению и происходит выброс. Для предотвращения выброса давление столба жидкости в скважине должно быть примерно на 10% выше пластового. При утяжелении глинистого раствора его вязкость должна сохраняться минимальной.

Для предотвращения начавшегося выброса скважина закрывается установленным в её устье специальным противовыбросовым оборудованием (ОП). Это оборудование для герметизации устья скважины устанавливается на фланце кондуктора и состоит из универсального протововыбросового превентора, плашечных превенторов, задвижек и другой арматуры

Универсальный превентор имеет эластичный элемент, который способен перекрывать сечение любой формы и размеров. Он находится в цилиндре на самом верху блока превенторов. Плашечные превенторы перекрывают скважину сдвигающимися к центру плашками из армированной металлом резины. Размеры превенторов соответствуют наружному диаметру находящихся в скважине труб и долота. Трубные плашки обеспечивают герметизацию устья скважины с находящейся в ней колонной труб, а глухие плашки используются тогда, когда бурильная колонна в скважине отсутствует.

К блоку превенторов присоединяются линия глушения и штуцерная линия. Штуцерная линия переориентирует поток жидкости из скважины в резервуар для бурового раствора или в амбар для сжигания нефти. Линия глушения используется для подключения циркуляции утяжеленного бурового раствора.

Большинство газо- и нефтепроявлений приурочено к началу подъема колонны бурильных труб или к началу промывки после спуска бурильной колонны. Следует избегать компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами, так как амплитуда колебания давления при СПО зависит от величины зазора. При снижении расчетной плотности раствора более чем на 0,02г/см³ необходимо принимать меры по её восстановлению.

К опасным видам осложнений относится приток высокоминерализованной воды (рапы). Общая минерализация рапы может достигать 600 г/л, плотность – 1360 кг/м³, температура на выходе из скважины 110^оС. Рапа оказывает коррозионное воздействие на наземное оборудование, буровые и обсадные трубы, а также на цементный камень.

Для глушения флюидопроявления производится утяжеление раствора. Утяжеленный буровой раствор закачивается при пониженной подаче насоса, при этом следят за снижением давления на стояке. Когда правильно подобранный раствор глушения заполнит бурильную колонну, дойдет до долота, заполнит затрубное пространство и выйдет на устье скважины, скважина будет заглушена.

При угрозе выброса бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы из ротора и оставляет её на весу, закрепив тормоз лебедки. Затем устье герметизируется превенторами, а скважинная жидкость через выкидные линии ОП направляется в циркуляционную систему.

При возрастании давления на устье открывается задвижка для фонтанирования скважины через отводы превентора. Поток газа направляется в сторону от буровой. Последующие работы по ликвидации фонтанирования проводятся по специальному плану.

В процессе бурения и эксплуатации скважин за пределами устья на поверхность по трещинам горных пород или по их контакту с обсадными трубами могут прорываться газ или нефть. Такие газо- и водопроявления называются грифонами. Грифоны и межколонные проявления возникают из-за некачественной изоляции высоконапорных пластов и зачастую вызывают гибель скважин. За всю мировую историю добычи углеводородов самой крупной аварией стал открытый выброс газа и конденсата на разведочной скважине в дельте реки Печоры. Шесть с половиной лет скважина ежесуточно выбрасывала в атмосферу два миллиона кубометров газа и сотни тонн конденсата. Это был страшный удар по ранимой северной природе.

Скважина глубиной 2300 м была пройдена в отложениях карбона, была обсажена и испытана на приток газа. Перед заглушкой скважины возле её устья внезапно появились фонтанчики грязи – грифоны. Это означало, что газ вышел за обсадную колонну. Пока открывали запорную арматуру, чтобы снизить давление газа, грифоны усилились, над скважиной в диаметре до пяти метров фонтанировала грязь и летели куски цементного камня. Газовый фонтан не удалось ликвидировать даже с помощью ядерного взрыва. Только через шесть лет в марте 1987 года удалось подбурить ствол аварийной скважины и его заглушить.