ГТИ – Букварь

(с сайта mudlogging.ru)

Цель

Геолого-технологические исследования играет многоцелевую роль в бурении скважин.

Во-первых, это одна из форм техники безопасности, позволяющая идентифицировать потенциально опасные условия подземных недр. Данная услуга осуществляется посредством мониторинга, распечатки, построения графиков и расчета различных параметров бурения и бурового раствора для процесса бурения скважин. При этом строятся линии трендов и легко определяются отклонения от нормы.

Во-вторых, ГТИ является процессом сбора информации. Данная информация позволяет получить: более подробные сведения относительно того, что происходит на забое скважины; характеристики пробуренного пласта, а также выявить первые признаки продуктивных пластов. Собранная таким образом информация может помочь в принятии решений относительно выбора типа обсадной колонны, методов испытания и т.д., а также в определении экономической эффективности бурения скважины. Это - особенно касается планирования бурения будущих скважин, поскольку подобная информация может существенно упростить разработку более экономически эффективной программы бурения.

И, в-третьих, специалист по ГТИ должен быть знаком с геологическими инженерными терминами, используемыми при бурении скважины.

Персонал

Для оказания услуг по геолого-технологическим исследованиям подрядчик предоставляет лабораторию, или станцию ГТИ, оснащенную соответствующими приборами, оборудованием и датчиками, а также бригаду инженеров по обработке данных исследований, которые выполняют работу круглосуточно.

Персонал, который предоставляет услуги по ГТИ, имеет преимущественно геологическое образование или имеющее отношение к геологии. Выпускники учебных заведений, принимаемые на работу в компанию, проходят теоретическое обучение методам оценки данных по ГТИ, которое осуществляется в учебных центрах и длится на протяжении приблизительно 4-х недель. Затем следует обучение на буровой площадке на протяжении приблизительно двух месяцев, после чего обучающиеся получают необходимые навыки работы и допуск к самостоятельной работе. Во время обучения обучающийся присутствует на станции ГТИ в качестве дополнительного человека и таким образом имеет возможность наблюдать, как работают опытные операторы, как они распределяют свою рабочую нагрузку, и как они стандартизируют рабочие процедуры. Необходимо установить доброжелательные отношения между оператором и Заказчикам с тем, чтобы иметь возможность разместить дополнительных обучающихся на буровой установке, поскольку никакое теоретическое обучение не может заменить практические навыки, полученные на буровой.

После завершения обучения специалист начинает работать по стандартному рабочему графику 2:2 (т.е. две недели по двенадцать часов на буровой, а затем 2 недели отдыха). Таким образом, для оказания стандартного набора услуг по ГТИ требуется группа их четырех человек с постоянным присутствием на буровом станке двух человек. На предоставления услуг по ГТИ с отбором и исследованием шлама требуется бригада из восьми человек.

Компания всегда пытается обеспечить необходимый баланс профессиональных знаний среди членов бригады по ГТИ. Хотя и представляется вполне разумным иметь одного вновь обученного специалиста по ГТИ, однако мы рассматриваем как совершенно неприемлемой ситуацию, при которой два, только что обученных специалиста, работают одновременно в одной смене. Таким образом, в наших бригадах всегда имеется два Опытных оператора, оба имеющие значительный профессиональный опыт и всегда работающие в разные смены. Соответственно, остальные члены бригады обычно располагают меньшим опытом, и поэтому рядом с ними всегда должен присутствовать человек с большим опытом, который может понадобиться в трудной ситуации.

Общие понятия о бурении скважин

Бурение скважин на глубину до 5000 м и более представляет довольно сложную техническую проблему, и для ее успешного решения необходимо предварительно произвести полный анализ геологической информации. Информация по ожидаемой литологии, полученная при анализе сейсмической разведки и из параметрических скважин на площади, может оказать существенную помощь при выборе используемых для бурения долот, при определении глубины спуска обсадной колонны, а также в выборе типа бурового раствора.

Первоначально бурится скважина большим диаметром, скажем на глубине 300 м ниже морского дна. Морская вода обычно является промывочной жидкостью и, поскольку циркуляционная система является "открытой", порода или ее осколки (шлам) с забоя скважины оседают на дне моря.

Для получения информации о характеристиках пробуренного пласта, а также о глубинном давлении необходимо иметь "замкнутую" систему циркуляции, прежде чем продолжать бурение дальше. На установках полупогружного типа и буровых судах это достигается за счет спуска полой стальной трубы, называемой водоотделяющей колонной (райзер), от морского дна к буровой установке. На морских платформах и буровых установках с самоподъемным основанием (типа Jack-up) обычно для этих целей забивают трубы большого диаметра «направление», в этом случае перед началом бурения для соединения с морским дном используется «направление».

Затем бурение может быть продолжено с использованием бурового раствора, который используется в качестве средства связи между буровой установкой и забоем скважины. Породы, слагающие верхнюю пробуренную часть разреза, находятся в недоуплотненном, рыхлом состоянии, как правило, склонные к осыпи и обвалам. Чтобы исключить обвалобразование в скважину спускают ниже райзера, полую стальную трубу, называемую кондуктором. Однако если при последующем бурении будет обнаружен газ, этот газ может попасть на поверхность из пространства между наружной частью кондуктора и стенками пробуренной скважины. Таким образом, перед началом бурения необходимо осуществить цементирование указанного кондуктора.

После застывания цемента на кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование (превентор), который через райзер соединятся с буровой установкой.

Теперь процедура бурения переходит к следующей фазе. Очевидно, что теперь следует бурить скважину меньшего диаметра с тем, чтобы долото смогло пройти через обсаженную секцию скважины.

Может также возникнуть необходимость замены долота по мере его износа. Данная операция, называемая Спуско- Подъемной Операцией (СПО), включает подъем из скважины всей компоновки бурильных труб, замену долота с последующим спуском в скважину указанной компоновки труб. Эта операция требует очень много времени и является сложной задачей. Поскольку долото, непосредственно перед его подъемом из скважины, было вероятно изношено, пробуренный интервал скважины может быть слегка меньше номинального диаметра. Это определяется по наличию остановки (посадки) долота по мере его спуска в скважину, и для его дальнейшего прохождения требуется расширение (проработка) скважины в этом месте. Для осуществления бурения во внутреннюю часть бурильной трубы постоянно закачивается буровой раствор, который возвращается на поверхность через затрубное пространство между бурильной трубой и стенкой скважины, вынося с собой на поверхность осколки разрушенной породы (шлам) и нефть, газ либо воду, в случае их присутствия в пласте, которые затем подлежат анализу.

Перед рециркуляцией бурового раствора в скважину он проходит очистку на виброситах, в которых шлам отделяется от бурового раствора. Возможно, потребуется постоянно изменять параметры и характеристики бурового раствора, например его плотность, с тем, чтобы удостовериться, что он достаточен, чтобы противостоять давлениям, создаваемым пластовыми жидкостями (которые сами по себе могут находиться под большим давлением в результате веса вышележащих пород). При достижении глубины для спуска следующей обсадной колонны - эта колонна устанавливается и цементируется. Можно задать вопрос - почему скважина с постоянным диаметром не может быть пробурена на полную глубину в 5000 метров, а затем "обсажена" колонной? Существует ряд причин, показывающих, что это непрактично, однако основной функцией обсадной колонны является крепление и защита уже пробуренных пластов.

Таким образом, если только что была пройдена последовательность мощных пластов, целесообразно установить обсадную колонну с тем, чтобы предотвратить осыпание стенок скважины, поскольку это может вызвать заклинивание (прихват) бурильных труб. Затем бурение продолжается далее с башмака (нижнего конца) обсадной колонны до необходимой глубины. Буровая труба наращивается последовательно новыми бурильными трубами с тем, чтобы достичь большей глубины. Очевидно, что насосы подачи бурового раствора по буровым трубам должны быть отключены на время подсоединения новых бурильных труб. При достижении перспективного на нефть и газ интервала может быть принято одно из следующих решений:

• Взять керн из этого интервала;

• Пройти сплошным забоем через этот интервал, а затем испытать его.

В случае обнаружения нефти или газа может быть принято решение провести испытание с тем, чтобы получить больше информации о потенциальном пласте.

После выполнения всех проектных работ в скважине устанавливаются цементные мосты, обсадная колонна может быть удалена, либо оставлена на месте, донное противовыбросовое оборудование и райзер должны быть сняты, а скважина законсервирована.

Морские Буровые Платформы

Большой опыт проведения морского бурения был получен у побережья Венесуэлы и Мексиканского Залива в США. Первые скважины были пробурены с использованием переоборудованных судов, однако по мере того, как разведка продвигалась дальше от берега в более глубокие воды, стала возникать потребность в новых конструкциях.

Существует три типа мобильных буровых установок, которые могут осуществлять морское бурение, а также морских буровых платформ, которые устанавливаются на определенном месте.

Морские Буровые Установки с самоподъемным основанием

Данный тип буровых установок является самым дешевым в эксплуатации. Он также требует самых малых затрат капитала. Они позволяют осуществлять бурение на глубину от 100 до 8000 метров. Данные установки интенсивно использовались в южной части Северного Моря. Буровой станок с самоподъемным основанием состоит в основном из горизонтальной платформы, на которой устанавливаются буровая площадка, помещения для жилья, вертолетная площадка и складские сооружения. На морском дне такой станок крепится на трех, либо четырех ногах. Высота палубы от уровня моря может устанавливаться за счет гидравлических подъемных механизмов, устанавливаемых на каждой из опор, которые позволяют поднимать или опускать всю структуру относительно уровня моря. При перемещении станка его опоры поднимаются таким образом, чтобы он мог плавать по поверхности моря и мог быть отбуксирован в новую точку. Морское дно должно быть твердым, чтобы поддерживать всю структуру с тем, чтобы опоры станка не провалились в отложения породы.

Платформы с полупогружным основанием

Данный тип буровых станков является самыми дорогим оборудованием. Указанные станки позволяют осуществлять морское бурение на глубинах от 2500 до 100 метров. Они представляют из себя сооружения размерами от 70 до 100 метров. В отличие от платформ с самоподъемным основанием, платформы с полупогружным основанием плавают за счет понтонов, расположенных ниже поверхности моря, что позволяет снизить влияние волн. В зависимости от ветра и морских течений возникают проблемы стабилизации платформы, поэтому она удерживается на месте за счет нескольких якорей, либо подруливающих устройств. Некоторые платформы являются самоходными, а другие буксируются морскими буксирами. В настоящее время осуществляется непрерывная доработка с целью улучшения их системы причаливания, жилых и складских помещений, рабочей глубины, потребляемой двигателями мощности, а также с целью повышения стабильности рассматриваемых платформ.

Буровые суда

Буровые суда являются более дешевыми в эксплуатации по сравнению с платформами с полупогружным основанием, однако обладают более ограниченными возможностями с точки зрения функционирования. Их стабильность довольно низка, и поэтому они не приспособлены к работе в экстремальных климатических условиях. Их местоположение контролируется компьютерной системой, которая управляет подруливающими устройствами и гребными винтами. Буровые суда последних модификаций могут осуществлять бурение на глубине до 2 000 метров.

Фиксированные платформы

После того как нефтяное либо газовое месторождение будет признано коммерчески эффективным, следует осуществить дальнейшее бурение добывающих скважин и установку в них эксплуатационных колон. Наилучшим способом осуществления этого является использование платформ, которые закрепляются на морском дне с помощью свай, забиваемых в морское дно. За последние годы технология фиксированных морских платформ существенно улучшилась в силу технических требований, предъявляемых к глубоководному бурению в экстремальных условиях. Предполагается, что подобные глубоководные сооружения преследуют две цели:

• Поддержки буровой установки на временной основе с целью бурения ряда (куста) добывающих скважин;

• Поддержки оборудования, используемого для первоначальной добычи нефти и газа, после удаления буровой установки.

Существует несколько конфигураций указанных платформ. Предусмотрены решетчатые и сплошные конструкции ног с наклонной либо прямой конфигурацией. Для использования в глубоководных условиях имеются платформы с избыточной плавучестью, закрепляемые на якорях. Платформы могут производиться из стали либо бетона, или их комбинации. Обычно буровые платформы изготавливаются на судоверфи, а затем переправляются в точку назначения.

Оборудование станции ГТИ

Оборудование станции ГТИ может быть разделено на четыре основных категории:

• Оборудование для определения наличия газа;

• Приборы для определения параметров бурового раствора;

• Приборы для контроля процесса бурения;

• Компьютерные средства, предназначенные для расчета различных параметров и построения сводных диаграмм, графиков, трендов и т.д.

Оборудование для определения наличия газа

Общий газ

Под общим (суммарный) газом (газопоказаниями) подразумевается концентрация суммы всех компонентов определяемого (углеводородного) газа. Суммарные газопоказания представляют собой выраженное в процентах суммарное объемное содержание измеряемых газов в газовоздушной смеси, извлекаемой из бурового раствора. Газ, присутствующий в потоке выходящего из скважины бурового раствора, дает ясное представление потенциального наличия газа, присутствующего в пласте. Помимо этого, за счет постоянного отслеживания содержимого газа в буровом растворе можно определить ситуацию, когда в буровом растворе увеличивается объемное содержание газа. Если такая ситуация будет развиваться, то понижающейся плотности бурового раствора может оказаться недостаточно для того, чтобы сбалансировать давление пласта, и может возникнуть выброс пластового флюида из бурящейся скважины.

Хроматографический анализ

Хроматографичекий анализ газов, содержащихся в потоке бурового раствора, всегда осуществляется одновременно с определением общего объема газа. Основной целью осуществления хроматографического анализа является определение компонентного состава газа, как правило, метана, этана, пропана, бутана и пентана. В общем случае наличие более высокомолекулярных газов свидетельствует о вскрытии скважиной скорее нефтяного коллектора, нежели газового.

Другими газами, наличие которых также может отслеживаться, являются сульфиды, двуокись углерода и в отдельных случаях азот и гелий.

Сероводород

Наличие сероводорода отслеживается исключительно с точки зрения техники безопасности. Наличие сероводорода в количестве 20 ррм (0,002%)может вызвать смертельный исход.

Углекислый газ

Выбросы пластового флюида и газа обычно возникают из газовых коллекторов, содержащих СО2. Поскольку детекторы определения общего количества газа и хроматографы реагируют только на горючие газы, то в случае, если ожидается присутствие СО2, необходимо для отслеживания этой ситуации применять другие детекторы.

Приборы для определения параметров бурового раствора

Уровень бурового раствора в емкостях

Это один из наиболее важных контролируемых параметров. Непрерывно контролируя уровень бурового раствора в активной емкости, можно сразу же отметить его увеличение, вызванное притоком жидкости в скважине. Не подлежит сомнению необходимость строго контроля уровня бурового раствора в емкости. Аналогично снижение уровня может свидетельствовать о потере циркуляции.

Однако ценность системы контроля уровня бурового раствора в емкости сомнительна, если отсутствует надлежащее взаимодействие между оператором станции ГТИ, инженером по буровому раствору и бурильщиками. Приготовление раствора, добавление его в рабочую емкость и перкачивание в другие емкости могут спутать всю картину. Если не будет обеспечено необходимое взаимодействие между персоналом и любому увеличению либо снижению уровня бурового раствора не будет даваться соответствующее объяснение, существует возможность пропустить увеличение уровня бурового раствора в емкости, произошедшее в результате притока пластовой жидкости. Во-вторых, в процессе притока в скважину флюида первоначально ожидается очень небольшое увеличение уровня в емкости для бурового раствора. Приток пластовой жидкости либо газа на значительных глубинах вызовет лишь небольшое увеличение уровня. Только в случае перемещения этих жидкостей вверх по скважине наблюдается увеличение их объема, за счет выделения и расширения газа и значительное увеличение уровня бурового раствора в емкости. На самом деле увеличение в объеме порядка 0,5-1,0 кубический метр будет отмечено, только когда газ будет находиться на расстоянии 2/3 своего пути вверх по скважине. Таким образом, не вызывает сомнения необходимость использования жесткой системы

контроля уровней. Даже в случае присутствия пластовых жидкостей в скважине, когда устье скважины может быть закрыто превентером, газ будет продолжать подниматься вверх, и стравливание давления с последующим расширением газовой пачки необходимо строго контролировать, чтобы избежать разрыва пластов или поступления дополнительного объема пластового флюида.

Температура бурового раствора

Контроль температуры бурового раствора осуществляется с целью выявления пластов с повышенным давлением. Температура бурового раствора, конечно же, зависит не только от температуры забоя скважины, но также и от термических характеристик типа породы, бурение которой осуществляется, зависит от ее теплопроводности по отношению к буровому раствору, от добавок к буровому раствору воды и химикатов, от времени СПО, типа долота и частоты его вращения, а также от изменения диаметра скважины и скорости циркуляции. Ясно также, что абсолютные значения температуры не представляют никакой ценности. Это еще более справедливо для морских буровых платформ, где охлаждающий эффект райзера маскирует любые небольшие изменения температуры. При глубоководном бурении с помощью полупогружных платформ и буровых судов охлаждающий эффект райзера еще более силен. Хотя имеется возможность рассчитать потерю тепла в райзере при постоянной скорости вращения, бустерные насосы райзера создают еще большие сложности. Поэтому при контроле температуры выходящего раствора важно выявить отклонения от установленных закономерностей. Все на что можно надеяться - это свидетельство повышенного давления, о котором свидетельствует расхождение на кривой трендов. В случае возникновения такой ситуации можно проверить другие показатели, характеризующие повышенное давление. Естественно ожидать увеличения температуры после спуска долота, когда буровой раствор был подвергнут воздействию температуры пласта в течение более длительного периода времени.

Плотность бурового раствора

Плотность бурового раствора может также свидетельствовать о притоке пластовой жидкости в скважину. Снижение плотности бурового раствора по мере того, как он достигает поверхности, может происходить в силу того, что в растворе увеличивается содержание газа. По плотности бурового раствора на поверхности ни в коем случае нельзя судить о содержании газа в затрубном пространстве скважины. Небольшие порции газа, которые поступают в раствор на глубине, оказывают очень незначительное воздействие на плотность бурового раствора. Те же самые объемы газа, поступающие в буровой раствор при сниженном давлении (например, вблизи поверхности), могут существенно уменьшить его плотность. Таким образом, весь столб бурового раствора отличается по своей плотности - она самая высокая у забоя и самая низкая в верхней его части. Среди других факторов, влияющих на плотность бурового раствора, можно назвать скорость проходки и частоту вращения долота, которые в свою очередь влияют на объем шлама, который несет с собой единичный объем бурового раствора. На плотность бурового раствора также влияют частицы горной породы обваливающиеся со стенок скважины. Конечно, сам факт того, что буровой раствор циркулирует, означает, что его плотность выше измеренной, т.е. ECD (equivalent circulating density - эквивалентная плотность циркуляции) выше статической плотности. Таким образом, следует отдавать себе отчет в том, что измерения плотности бурового раствора никаким образом не являются количественными показателями. К счастью большинство факторов, влияющих на плотность бурового раствора, не имеют такого важного значения как содержание в нем газа. Однако в данном случае также следует контролировать кривые плотности бурового

раствора на входе и выходе скважины и анализировать отклонения плотности на графиках кривых.

Подсчет числа ходов насоса

Интенсивность, с которой буровой раствор закачивается в скважину, определяется с помощью счетчика числа рабочих ходов насоса. Зная размеры втулки, диаметр поршня насоса и его производительность, можно подсчитать объем бурового раствора, вытесняемый при каждом ходе насоса. Зная геометрию скважины и время циркуляции, можно подсчитать время задержки (отставания) раствора на выходе.

При расчете времени отставания раствора на выходе следует исходить из предположения, что скважина имеет идеально цилиндрическую форму, что является очень редким случаем в силу вымываний, обвала пород и т.д., а также из предположения, что скорость закачки раствора совпадает со скоростью движения шлама , т.е. не учитывать разницу между реальной скоростью раствора и шлама. Временное использование подпорных насосов может также усложнить расчет указанных параметров.

Тем не менее, теоретические данные расчета времени отставания обычно довольно близко совпадают с реальным временем отставания подачи бурового раствора. Проверку времени отставания можно осуществить с помощью "карбидного тестирования", т.е. помещения карбида в бурильную трубу непосредственно перед осуществлением наращивания. Карбид взаимодействует с водой бурового раствора, в результате чего вырабатывается ацетилен, который может быть обнаружен газовыми детекторами. Однако даже при использовании данной методики следует помнить, что ацетилен покажет дифференцированную скорость по отношению к раствору, и что временной интервал между поступлением газа на поверхность и его обнаружением газовыми детекторами может составить существенную величину. Для получения времени задержки указанное время, а также время простоя следует вычесть из фактического времени (например, время, в течение которого карбид поступает вниз по бурильной трубе). Другая полезная проверка времени задержки может быть сделана, когда происходит перерыв в бурении в связи с изменениями в разрезе.

После того как будет пробурен пласт с избыточным давлением, пластовая жидкость может попасть в скважину, что снизит плотность раствора. При указанных обстоятельствах более тяжелый буровой раствор в бурильной трубе будет иметь тенденцию просачиваться в затрубное пространство, где плотность и давление имеют меньшее значение. В результате снизится давление закачки на поверхности, и чтобы компенсировать это снижение, бурильщик может увеличить интенсивность работы насосов. В силу указанных выше причин следует следить за числом ходов насоса в минуту.

Поток бурового раствора

Контроль потока бурового раствора на выходе из скважины может также быть очень полезным инструментом для определения того, поступают ли в скважину пластовые жидкости. В случае возникновения указанной ситуации будет тотчас же отмечено увеличение расхода бурового раствора на выходе.

Необходимо постоянно контролировать поток бурового раствора в случаях перерывов в процессе бурения потенциальных коллекторов углеводородов.

Значения контроля расхода бурового раствора на выходе становятся очевидными, если проанализировать последовательность событий при возникновении выброса пластового флюида. Как только жидкость начинает поступать в скважину, наблюдаются следующие явления:

а) Увеличение расхода бурового раствора на выходе;

в) Возможно снижение давления закачки либо увеличение давления закачки.

События а) и в) произойдут практически одновременно.

c) Небольшое увеличение уровня в емкости для бурового раствора,

которое первоначально будет очень трудно зафиксировать, но которое

будет нарастать по мере подъема и расширения газа.

Когда насыщенный газом раствор достигает поверхности, будут наблюдаться следующие явления:

d) Снижение плотности бурового раствора;

e) Увеличение содержания газа в буровом растворе.

Очевидно, что в случае пласта с высоким давлением следует тщательно контролировать расход и объем бурового раствора в активной емкости.

Электрическое сопротивление бурового раствора и содержание в нем хлора

Другими параметрами бурового раствора, подлежащими контролю, являются его электрическое сопротивление и содержание хлора. Измерение обеих параметров основано на том факте, что пластовые жидкости (обычно минерализованные), поступающие в скважину, увеличивают электропроводность раствора (т.е. снижают его электрическое сопротивление) и повышают содержание в буровом растворе хлора.

Системы аварийного оповещения

Системы аварийного оповещения, как аудио так и визуальные, подсоединяются к некоторым из приборов контроля бурового раствора, а также к детекторам контроля общего объема газа и содержимого H2S. Особо важную роль играют системы контроля потока бурового раствора, его уровня в емкостях и плотности бурового раствора. В системах аварийной сигнализации может вручную устанавливаться уровень срабатывания, и особо важную роль при считывании уровней раствора в емкостях играют два параметра (т.е. потери раствора также важны, как и увеличение его объемов).

Емкости

При спуске в скважину компоновки оборудования необходимо непрерывно контролировать уровень бурового раствора в емкости. Именно в это время наиболее вероятна потеря циркуляции, либо возникновение притока пластового флюида (в силу эффектов поршневания и свабирования при движении бурильной колонны).

Приборы контроля процесса бурения

Скорость проходки (механический каротаж)

Безусловно, самым полезным параметром, используемым инженерами ГТИ, является скорость проходки. Этот параметр позволяет не только непосредственно определять возможные изменения в литологии (известные под названием прослойки), но также является прекрасным средством внесения корректировок и получения детального геологического анализа. Помимо этого различные расчетные параметры, основанные на определении скорости проходки, могут быть полезными для выявления пластов с повышенным давлением.

Скорость проходки зависит не только от типа литологии. Она также определяется следующими параметрами:

а) Нагрузка на долото;

b) Число оборотов долота в минуту;

c) Тип долота и степень его износа;

d) Эффективность очистки забоя скважины;

e) Физические свойства бурового раствора, в особенности его плотность и дифференциальная разность давления между пластовым и столбом бурового раствора.

Тем не менее, несмотря на указанные ограничения, скорость проходки является эффективным инструментом газового каротажа. Низкая скорость проходки, не связанная с изменением литологии, может служить хорошим индикатором того, что долото начинает изнашиваться, хотя износ долота обычно оказывает существенное влияние только под конец рабочего цикла долота. Скорость проходки имеет общую тенденцию к снижению по мере увеличения глубины, но она может увеличиваться при изменении литологии либо появления пластов с повышенным давлением. Если ожидается появление коллектора с потенциальным содержанием углеводородов и увеличивается скорость бурения, бурение следует прекратить и осуществить цикл промывки скважины (снизу вверх).

Частота вращения ротора (число вращений в минуту)

Частота вращения ротора используется в первую очередь для расчета нормализованной скорости проходки (d экспонента) по отношению к используемой скорости проходки. Изменения в частоте вращения влияют на скорость бурения, однако при нормальных рабочих условиях изменение скорости вращения не имеет такого влияния на скорость проходки как нагрузка на долото.

Нагрузка на крюк талевого блока и долото

Нагрузка на долото подобно частоте вращения ротора используется в первую очередь для расчета нормализованной скорости проходки. Этот параметр также полезно использовать при механическом каротаже, поскольку изменения в скорости проходки могут происходить из-за изменения нагрузки на долото.

Нагрузка на крюк талевого блока позволяет выявить прихват инструмента в стволе и т.п. при подъеме бурильных труб (в случае прихвата инструмента нагрузка на подъемный крюк увеличивается и превышает вес бурильного инструмента). При включении циркуляции бурового

раствора, в зависимости от расхода, нагрузка на крюк талевого блока уменьшатся. Также возможна ситуация что в зоне чрезмерно избыточного давления пластовое давление может частично поддерживать бурильную колонну, что приведет к уменьшению ее веса по сравнению с фактическим.

Контроль давления в стояке манифольда либо в бурильных насосах

Информация о давлении в стояке манифольда либо в насосах позволяет определить целостность бурильной колонны. Если в бурильной колонне образуется отверстие, через него будет проходить раствор вместо того, чтобы проходить через долото. Это ситуация получило название "промыв инструмента", и если его не ликвидировать, эрозионное воздействие жидкости будут увеличивать площадь промыва, и в конечном счете бурильная колонна сломается (иногда это явление называют "слом труб"). Вторым параметром, характеризующим промыв инструмента, является температура бурового раствора на выходе скважины, но надо учитывать, что этот фактор проявит себя через некоторое время, равное отставанию раствора с глубины промыва.

Этот параметр давления можно также использовать как вторичный индикатор выброса пластового флюида. В силу U - эффекта в трубах после поступления в скважину пластовых жидкостей будет наблюдаться снижение давления в стояке.

Контроль вращающего момента ротора

Контроль вращающего момента позволяет выявить потенциальные зоны повышенного давления, которые образуются в силу обрушения хрупкой горной породы, а также образования глинистой корки в проницаемых пластах. Однако объем обвальных частиц будет зависеть от устойчивости стенок скважины и плотности используемого бурового раствора.

Увеличение вращающего момента может произойти при износе вооружения, заклинивании шарошек, потере шарошек, увеличении частоты вращения и нагрузки на долото, изменении скорости проходки и литологических свойств пласта. На величину вращающего момента также влияет эффективность очистки забоя скважины (т.е. меньшая чистота забоя скважины приведет к увеличению вращающего момента). К увеличению момента вращения могут также привести такие факторы как образование желобов в стенках скважины и различные характеристики прихвата.

Для определения реальных причин увеличения вращающего момента требуется большой профессиональный опыт.

Компьютерные средства

Компьютеры, используемые в станциях, работают в многозадачном и многопользовательском режиме. Программное обеспечение, как правило, имеет привычный интуитивно понятный интерфейс, что сокращает процесс обучения.

Сервер распознает основные операции, проводимые на скважине, хранит поступающие данные в соответствующих файлах. Файлы данных формируются:

- в функции времени (непрерывная запись информации, поступающей от датчиков и расчетные параметры с установленным шагом по времени);

- в функции реальной глубины (запись данных через установленный шаг записи по глубине);

- в функции глубины отставания (как правило, данные по раствору и газовому анализу);

- в функции событий (параметры наращивания, компонентный состав за цикл работы хроматографа);

- в функции ручного ввода данных (реология бурового раствора, характеристика долота, конфигурация скважины, компоновка бурильного инструмента, результаты анализа проб шлама).

Собранные данные обрабатываются, а затем отражаются в цифровой и графической формах на мониторах рабочих станций и установленных на буровой (монитор бурильщика). В качестве составной части мер безопасности, предусмотрена тревожная (аварийная) сигнализация, которая позволяет заблаговременно предупредить о возможных проблемах в скважине.

В дополнение к контролю над ходом всех выполняемых на буровой операций возможно одновременное использование нескольких прикладных программ. Пакет прикладных программ:

- гидравлика (основные расчеты и оптимизация);

- определение пластового давления (АВПД);

- Поршневание и свабирование (расчет оптимальной скорости спуска обсадной колонны и бурильной компоновки);

- глушение скважины (расчет параметров для ликвидации нефтегазопроявлений);

- характер насыщения пласта-коллектора;

- расчет и построение траектории скважины;

- инженерные технологические расчеты;

- вывод на печать данных и построение графиков, сводных диаграмм.

Компьютерная система станции ГТИ поддерживает обмен данными с системами третьих сторон, а также импорт и экспорт данных в LAS формате.

Современные станции ГТИ оснащены системой удаленного мониторинга, позволяющей передачу данных в реальном времени в офис Заказчику.

Процедуры, используемые при ГТИ

Осуществление ГТИ можно сравнить с полетом на самолете – Вам необходимо знать, куда Вы летите, и при этом внимательно следить за показаниями приборов и вести бортовой журнал, в котором записывать места, где Вы уже побывали.

Отбор проб

Пробы шлама отбираются с вибросит, при этом необходимо следить за появлением в шламе крупных вогнутых оскольчатых частиц, что может служить признаком повышенного давления и неустойчивостью стенок скважины.

Образцы промываются и проходят следующие анализы:

- флюоресценция – при появлении любых видов флюоресценции следует вносить соответствующую запись и сообщать об этом, учитывая тип применяемой трубной смазки.

- литологическое описание – следует обращать внимание на любое присутствие песка и иметь в виду, что основная масса песка проходит через сетку вибросита и не попадает в шлам. Необходимо следить за появлением частиц ржавчины из башмака колонны, кусков резины и инородных включений вследствие применения реагентов для раствора. В случае появления повышенного количества металла на выходе об этом следует сообщить буровому мастеру. Если же появляется какая-либо флюоресценция, то образец следует подвергнуть воздействию хлороформа и пронаблюдать флюоресценцию вытяжки из образца шлама.

Полное описание порядка отбора проб представлено в Пособии по литологическому анализу.

Непрерывное наблюдение

Необходимо внимательно следить за показаниями приборов индикации газа и превышением общего содержания газа по сравнению с фоновым. При этом следует руководствоваться не столько абсолютными показаниями, сколько соотношением наблюдаемых показаний по сравнению с фоновыми. Наблюдения ведутся за показаниями по газу наращивания и показаниями хроматографа по содержанию высших углеводородов. Следует внимательно следить за появлением других газов (например, сероводород, углекислый газ или азот). О любом повышении уровня газа следует немедленно сообщать бурильщику.

Следует постоянно смотреть за:

- показаниями датчиков уровня в емкостях. О любых неожиданных изменениях показаний уровнемера следует немедленно сообщать бурильщику.

- давлением бурового насоса и интенсивностью его работы (числом ходов в минуту). Падение давления бурового насоса, зачастую сопровождаемое увеличением числа ходов поршня может свидетельствовать о вскрытии пласта с повышенным давлением. Падение давления может также указывать на нарушение целостности бурильной колонны, о чем следует немедленно сообщить бурильщику.

- изменениями скорости потока на выходе из скважины. Увеличение скорости потока может указывать на попадание в ствол скважины жидкостей из пласта и возможное начало выброса. Уменьшение скорости потока может означать, что жидкость уходит из ствола скважины в пласт и происходит потеря циркуляции. В любом случае об изменениях скорости потока следует немедленно сообщать бурильщику.

- увеличением показаний моментомера. Повышенный крутящий момент сигнализирует об осложнениях в скважине.

- Во время СПО следует постоянно наблюдать доливную емкость для обеспечения правильного вытеснения раствора из скважины, а также следить, чтобы бурильщик доливал скважину во время подъема труб.

- Необходимо обеспечить, чтобы газовоздушная линия отбора проб от дегазатора к газоанализатору не забивалась. Это обеспечивается постоянным наблюдением за показаниями работы вакуум-насоса.

Отметки в рабочем журнале по общему содержанию газа и результаты хроматографа должны вноситься с указанием соответствующих глубин. В журнале должна отмечаться глубина любого газопроявления и в случае, если газ может быть характеризован как из вскрытого пласта, газ наращивания или газ проверки работы приборов и целостности ГВЛ, все это должно быть четко указано.

При изменениях в уровне раствора в емкостях следует искать причины для таких изменений, причем в журнал должны вноситься соответствующие пометки. При регистрации увеличения или уменьшения уровня следует делать пометки при наращивании, добавлении химреагентов, появлении воды, при перекачке раствора, включении и отключении песко- илоотделителя, включении и отключении подпорных насосов и/или сбросе использованного раствора.

Если контролируется температура раствора, следует в журнал вносить пометки при появлении факторов, влияющих на температуру, кроме пластов с повышенным давлением. Такими факторами являются перерывы циркуляции, добавление в раствор воды или химреагентов (в особенности каустической соды, которая выделяет значительное количество тепла) и т.д. Несмотря на то, что увеличение температуры (которому может предшествовать небольшое падение над переходной зоной) может означать прохождение поласта с повышенным давлением, присутствие газа в растворе приводит к падению температуры на выходе.

При любых изменениях в наблюдаемых параметрах бурения в рабочий журнал следует вносить дополнительные пометы и комментарии.

Дополнительные проверки

Под дополнительными проверками подразумевается наблюдение за давлением генератора водорода, контроль работы компрессора и вакуум-насоса, наблюдение за состоянием ГВЛ, за любыми изменениями величины втулок бурового насоса.

Помимо обязательных регулярных отметок в рабочем журнале времени и глубины, необходимо четко регистрировать любую тенденцию к изменению параметров с указанием причин и ответных принятых мер. Особенно бдительно следует контролировать уровень раствора в емкостях и содержание газа.

Уровень в емкостях является весьма важным параметром при определении потери циркуляции или проявлении.

Предупреждающую сигнализацию уровнемера всегда следует устанавливать на очень узкий диапазон чувствительности. При срабатывании сигнализации необходимо немедленно произвести проверку и если не удалось выяснить причину изменения уровня, следует немедленно сообщить бурильщику об этом изменении (увеличении объема в литрах) и когда оно началось. В журнал следует вносить записи о любых причинах изменения уровня и ответных принятых мерах.

Обязательным требованием является информирование Вас о любых перемещениях раствора в/из активной системы емкостей.

Важнейшим разделом предлагаемых услуг по технике безопасности является наблюдение за уровнями газа группы углеводородов. Именно поэтому каждый работник ГТИ должен оставаться бдительным. Уровень газа также является важным параметром для оценки состояния пласта, в особенности в соотношении с диаграммой скорости проходки и литологическими исследованиями. Разновидности и соотношение регистрируемых углеводородов особенно важны для оценки продуктивного пласта и поэтому применяется хроматограф с газоанализатором общего содержания газа.

При любом значительном увеличении уровня газа (например, при фоновых значениях около 0,005 – 0,01% увеличение газопоказаний до 0,5% можно считать значительным) в первую очередь следует информировать бурильщика, с тем чтобы он мог принять необходимые меры. Затем следует поставить в известность геолога и/или супервайзера. Помните, что уровень взрывоопасности для метана составляет 4% объемного содержания.

Если буровой раствор недостаточной плотности, то повышение уровня газа будет наблюдаться при каждом очередном наращивании. Если есть подозрение о присутствии газа наращивания, то об этом следует немедленно поставить в известность супервайзера. Газ наращивания может появляться при каждом спуско-подъеме, о чем следует сообщать бурильщику.

Газ наращивания можно использовать для правильного определения времени отставания для бурового раствора.

Факторы, влияющие на газопоказания

Следует помнить, что методы, используемые для оценки объема газа в пласте не являются количественными и что все газопоказания относительны. На содержание газа в буровом растворе на выходе из скважины могут оказывать влияние многие факторы.

Бурение скважин обычно производится в условиях, обеспечивающих превышение давления бурового раствора, нагнетаемого в скважину, над пластовым давлением. Под действием перепада давления при вскрытии проницаемых пластов-коллекторов возникает вертикальная фильтрация раствора в пласт под долотом, опережающая вертикальное перемещение долота в скважине. Опережающая фильтрация впереди долота может уменьшить количество углеводородов в разбуриваемом пласте. Интенсивость опережающей фильтрации зависит от плотности раствора, гидравлических параметров долота, реологии бурового раствора, проницаемости пласта. Чем выше проницаемость пласта, тем ниже уровень газопоказаний, при стабильности всех остальных параметров.

При бурении на равновесии (когда плотность раствора соответствует пластовому давлению) газ может поступать только из выбуренной породы (шлама), и поэтому его количество пропорционально диаметру ствола и скорости проходки. Когда плотность бурового раствора меньше градиента пластового давления (бурение на депрессии) газ будет поступать из пласта и постоянно увеличивать фоновый уровень газопоказаний.

Количество газа. Поступающего в буровой раствор из шлама зависит от скорости бурения, интенсивности промывки и проницаемости пласта. По мере уменьшения гидростатического давления (при движении шлама вверх по стволу скважины) газ освобождается из шлама – это явление достигает максимума в верхних 500 метрах скважины.

На уровень газопоказаний влияет также конструкция поверхностного оборудования желобной системы. За счет завихрений и естественного дробления потока в открытом участке желоба из раствора удаляется значительная часть газа, прежде чем раствор попадет в дегазатор.

Газопоказания зависят также от типа дегазатора, его расположения (удаления от устья), производительности (какой объем раствора дегазируется в единицу времени) и расхода вакуум насоса (какой объем газовоздушной смеси удаляется из дегазатора в единицу времени).

Сбор информации

Оператор станции ГТИ должен помнить, что его станция на буровой является тем штабом по бурению, где собирается вся информация по строительству скважины. Поэтому в его обязанности входит документирование всех существенных данных о процессах и этапах строительства скважины. Тщательное ведение первичной документации помогает предоставить Заказчику полный отчет о геолого-технологических исследованиях скважины.

Полный и подробный сбор информации включает записи по:

- параметрам бурового раствора (не менее одной записи за четыре часа, а также при изменении параметров раствора после обработки, в начале рейса и окончании рейса);

- мере труб и компоновке нижней части бурильных труб (на каждый рейс должно быть описание КНБК);

- тип, размер и характеристика долота, включая его износ в конце рейса, а также средние параметры бурения за рейс;

- данные по электрометрии.

Параметры бурового раствора могут быть получены у инженера по растворам, или замерены самостоятельно (некоторые станции ГТИ комплектуются лабораториями глинистого раствора). Для корректной работы гидравлической программы не забывайте обновлять данные по реологии бурового раствора в файле базы данных.

Мера труб и КНБК. Необходимо аккуратно и регулярно вести журнал учета бурильных труб и КНБК каждого рейса. Эту информацию можно получить у технолога буровой или переписать из бурового журнала.

Учет долот и выполненных рейсов должны совпадать с нумерацией, которая выбрана на буровой. Не применяйте свою собственную систему. Данные по долотам можно получить у технолога буровой или из ежедневной сводки по бурению или журнала учета долот.

Электрокаротаж. При выполнении электрокаротажных работ необходимо у геолога Заказчика взять ЛАС файлы записанных методов. Это поможет Вам уточнить литологическое расчленение вскрытого разреза и привязку пластов-коллекторов.

Техобслуживание

Чтобы обеспечить бесперебойную работу станции и датчиков в непростых условиях эксплуатации, необходимо периодически выполнять техническое обслуживание эксплуатируемого оборудования.

Ниже приводится пример типичного графика для техобслуживания.

Чистка дегазатора (внутри и снаружи): этим предупреждается образование корки раствора на мешалке и всасе- это следует делать ежедневно.

Проверка наличия смазки в подшипниках электродвигателя дегазатора- это следует делать ежедневно.

Проверка влагоуловителя на газовоздушной линии и, в случае необходимости, слив содержимого - это следует делать ежедневно.

Чистка датчиков установленных в желобной системе циркуляции – при перерывах циркуляции во время СПО.

Регулярное смазывание дюралевых и других кранов силиконовой смазкой. Сырая и пропитанная парами соли атмосфера на буровой приводит к быстрому заеданию кранов, если их не защитить смазкой.

Проверка гидравлических систем на герметичность, т. е. датчик давления стояка и датчик нагрузки на крюк.

Проверка герметичности газовоздушной линии – ежедневно.

Проверка надежности крепления всех датчиков и, в частности, датчика ходов насоса - ежедневно.

Осмотр всех преобразователей (давления на стояке, датчика нагрузки на крюк, датчика глубины, плотности раствора на входе и выходе).

Осмотр датчика частоты вращения ротора.

Проверка крепления моментомера.

Проверка датчиков контроля уровня в емкостях.

Чистка датчика уровнемера.

Смазка втулок подшипников мотора воздуходувки. Проверка рукавов на предмет износа.

Следует регулярно проверять гайки, болты, винты и т. д. так как они могут ослабевать от вибрации.

То же самое относится к контактам электрики - многие приборы выходят из строя из-за неплотного контакта в цепи.

Водород проверятся ежедневно на наличие утечки. Если есть основания подозревать утечку, то проверятся мыльным раствором каждое соединение, вплоть до горелки детектора

Рекомендации по выполнению должностных обязанностей

Во время СПО

В конце спуска долота, обсадной колонны и т.д. до забоя узнайте глубину у бурильщика и удостоверьтесь, что глубины на спидометрах совпадают. Только после этого переходите к дальнейшей регистрации данных и записям в рабочем журнале.

Постоянно контролируйте доливную емкость и нагрузку на крюке, чтобы удостовериться, что объем фактического долива и вытеснения бурового раствора совпадает с расчетным.

Закончите анализ и обработку образцов шлама предыдущего рейса и упакуйте пробы шлама, подготовив их к отправке.

Приготовьте упаковку для отбора проб шлама предстоящего рейса.

Наведите порядок и чистоту в помещении станции.

Возьмите информацию по долоту, компоновке и раствору у специально обученных людей, которые владеют этими данными.

Уделите внимание неисправному оборудованию, датчикам, приборам, возможно с помощью службы технической поддержки удастся устранить неисправность.

Во время бурения

Отбор проб шлама. Пробы шлама берутся на виброситах через определенный интервал глубин, указанный Заказчиком (обычно через 10 – 15 м в верхней части скважины при быстром бурении и каждые 2 – 5 м в нижней части при медленном бурении). Кроме этого необходимо отобрать пробу шлама при смене скорости проходки для уточнения литологического разреза.

Анализ/оценка углеводородов – этот важный вид анализа выполняется сразу после отбора и подготовки пробы (люминесценция, вытяжка в хлороформе, ТВД). О любом появлении углеводородов следует немедленно сообщить геологу Заказчика.

Постоянно ведите наблюдение за параметрами бурения и техники безопасности.

Обновляйте данные и расчеты пластового давления.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

Пластовый газ

По мере того как долото разрушает пласт шлам и газ из пласта поступают в буровой раствор и далее выносятся на дневную поверхность. Концентрация такого газа обычно невелика. Фактическая концентрация в определенной степени зависит от разности между гидродинамическим давлением раствора и давлением самого пласта. При несбалансированных условиях из пласта в буровой раствор поступает большое количество газа. Газ регистрируется при помощи суммарного газоанализатора в целом и хроматографом для определения компонентного состава газа.

Газ наращивания

Когда происходит наращивание – раствор в скважине находится в состоянии движения. При наращивании бурильный инструмент движется вверх и вниз, создавая пониженное и повышенное давление на забое (эффект свабирования и поршневания). Если гидростатическое давление раствора близко к пластовому давлению, то газ газ при наращивании может попадать в скважину. Это может проявляться на поверхности в виде повышенных газопоказаний по сравнению с фоновым уровнем газа. Такие аномалии должны быть непродолжительными и резкими по своей форме. Если газ наращивания поступает с забоя скважины, то его появление на поверхности можно использовать для определения времени прохождения бурового раствора от забоя до устья скважины. Объем газа наращивания может также свидетельствовать о том, насколько близким к равновесному состоянию является буровой раствор.

Газ СПО

Газ СПО образуется в буровом растворе точно также как и газ наращивания. При СПО происходит полный или частичный подъем бурильной колонны из скважины. При этом может происходить эффект поршневания, которое уменьшает гидростатическое давление раствора. При таких условиях поступление газа из пласта в раствор облегчается. Кроме того, время СПО может исчисляться несколькими часами, и поэтому газ СПО может встречаться в больших концентрациях, чем газ наращивания. Газ СПО также может служить хорошим ориентиром для определения времени отставания, в случае если он поступает с забоя. Газ СПО с забоя также регистрируется приборами в виде короткого резкого пика. Если газ СПО поступает из вышележащих пластов, то пика регистрируется боле размазанная и часто двугорбая. Газ в буровом растворе может представлять серьезную проблему. Количество газа может варьироваться и зависит от нескольких факторов.

Где и почему газ попадает в раствор

Обычно менее интенсивные и легко контролируемые пачки газа попадают в раствор из пластов с высоким давлением и низким объемом газа. Такие пласты часто бывают плотными и имеют низкую пористость и проницаемость. При вскрытии они быстро истощаются. Если пластовое давление превышает давление столба раствора, то газ может мигрировать из пласта в раствор. Этому можно воспрепятствовать путем увеличения плотности раствора. Это может дорого стоить и иметь побочный эффект – снижение скорости бурения.

БОРЬБА С ПРОЯВЛЕНИЯМИ НА СКВАЖИНАХ

В процессе строительства скважины, персонал ГТИ должен непрерывно контролировать сопоставимые условия в скважине и предупреждать развитие осложнений и аварийных ситуаций. Предупредительная борьба с проявлениями на скважинах состоит в создании при помощи раствора достаточного гидростатического давления, сдерживающего пластовое давление флюида коллектора.

Важной задачей работ по контролю скважин является предупреждение проявлений (притока пластового флюида в ствол скважины) и перехода его в выброс (неуправляемый и неконтролируемый приток пластовых жидкостей). Для того, чтобы возник выброс, в стволе скважины должны сложиться следующие два условия:

- давление внутри ствола скважины напротив проявляющего пласта меньше, чем поровое давление пласта;

- проявляющий пласт должен обладать проницаемостью, достаточной для того, чтобы обеспечить поток флюидов в ствол скважины.

Причины проявлений

Большинство проявлений возникает, когда налицо имеется одно или несколько следующих условий:

Скважина не долита раствором

Недолив скважины раствором во время СПО является одной из главнейших причин возникновения выбросов. При подъеме колонны бурильных труб уровень жидкости в скважине падает из-за замещения бурильными трубами определенного объема. По мере того как уровень раствора падает, то же самое происходит и с гидростатическим давлением, которое раствор оказывает на пласт. Этот процесс может дойти до того, что давление пласта в какой-то момент окажется выше гидростатического давления раствора. Когда это произойдет, то может случиться выброс. Чтобы предотвратить потери жидкости из скважины необходимо постоянно доливать скважину из доливной емкости. Похожие проблемы могут возникать при поглощении раствора в пласт.

Свабирование (поршневание) во время СПО

Даже когда скважина долита раствором достаточной плотности, гидростатическое давление, оказываемое раствором на пласт, может быть уменьшено за счет эффекта поршневания, создаваемого колонной бурильных труб. Это может повлечь за собой поступление флюида пласта в ствол скважины, что приводит к уменьшению гидростатического давления столба раствора. Эффекта поршневания бывает трудно избежать, но в большинстве случаев уменьшение давления на пласт не бывает столь значительным, чтобы нарушить гидростатический баланс. Интенсивность поршневания зависит от скорости подъема труб, параметров раствора и зазора в затрубье (наличия сальника).

Недостаточная плотность раствора

Гидростатическое давление, оказываемое раствором, является первостепенным способом предупреждения проявлений. Если это гидростатическое давление будет меньше, чем пластовое

давление, то скважина может начать фонтанировать. Проявления часто случаются в районах с повышенным пластовым давлением, прежде всего по причине недостаточной плотности бурового раствора.

Потеря циркуляции

Потеря циркуляции может привести к падению уровня раствора в скважине и таким образом уменьшить давление столба жидкости, вызвав поступление пластового флюида в скважину.

Попадание в соседнюю скважину

попадание в соседнюю скважину при бурении особенно опасно, когда повреждается эксплуатационная колонна ранее законченной скважины. Пластовые жидкости из законченной скважины попадают в бурящуюся скважину и вызывают проявление. В подобной ситуации легко может произойти неконтролируемый выброс.

Повышенная проходка из-за газоносного пласта

Даже если плотность раствора достаточна для сдерживания пластового давления газоносного коллектора, газ из шлама попадает в раствор. Высокое содержание газа в растворе при большой скорости бурения, может привести к потере гидростатического давления из-за уменьшения плотности раствора.

Признаки проявления на поверхности

Для долива скважины во время СПО требуется объем раствора, меньший чем расчетный объем. Такое условие обычно диктуется фактом попадания пластового флюида в ствол скважины из-за эффекта поршневания. Как только замечено поршневание, колонну бурильных труб следует опустить обратно на забой, затем промыться на забое и обработать раствор таким образом, чтобы сократить дальнейшее поршневание. Возможно, что при этом придется увеличить плотность раствора, а это чревато потенциальными осложнениями с потерей циркуляции и прихватом труб из-за перепада давлений.

Увеличение уровня раствора в емкостях

В случае если наблюдается увеличение уровня жидкости в емкостях без добавления дополнительного объема на поверхности, то это можно считать верным признаком приближающегося выброса. По мере того как пластовая жидкость поступает в ствол скважины, то по стволу начинает подниматься больше жидкости, чем закачивается в скважину через колонну БТ. Поэтому объем раствора в емкостях увеличивается.

Повышенная скорость проходки

Это явление часто называют ненормальной проходкой; оно обычно наблюдается при вхождении долота в другой тип пласта, но также может указывать на увеличение пористости и проницаемости коллектора. Увеличение скорости проходки в результате увеличения порового давления обычно резко не происходит.

Увеличение потока на выходе скважины

Если скорость насоса неизменна, то поток на выходе скважины из затрубья также должен быть постоянным. Если поток из скважины увеличивается без соответствующего изменения производительности насосов, то это может быть результатом попадания пластового флюида в ствол скважины.

Изменение производительности насоса или давления

Резкое, мгновенное, моментальное возрастание давления насоса является раним наблюдаемым признаком проявления. Его редко замечают из-за небольшой продолжительности. Оно сопровождается медленным уменьшением давления нагнетания и ростом числа ходов поршня насоса. Такое явление также характерно при нарушении целостности колонны бурильных труб (промыве).

Газированный раствор

Это явление можно считать одним из ранних признаков возможного проявления. Это не однозначный фактор. Существенной частью анализа этого симптома является возможность определить забойные условия, из-за которых происходит газирование раствора. Газированный раствор может образоваться из-за одной или нескольких указанных ниже причин:

- вскрытие и проходка газоносного пласта при правильном весе раствора;

- поршневание при наращивании или СПО:

- Подпитывание раствора газом из пласта, имеющего большое поровое давление, чем гидростатическое давление, создаваемое раствором.

Попадание в плывун

Когда встречается обводненный песок с поровым давлением выше, чем гидростатическое давление раствора, то вода начинает поступать в ствол скважины. В зависимости от разницы между пластовым давлением и давлением раствора такое подпитывание можно заметить по появлению менее плотного раствора на выходе, по увеличению объема жидкости в емкостях, а также по изменению содержания хлоридов в растворе.

Действия, принимаемые при появлении признаков проявления

При появлении каких-либо из перечисленных выше поверхностных признаков проявления следует произвести проверку на перелив, чтобы определить есть ли приток из пласта в скважину.

- Необходимо поднять квадрат до тех пор, пока соединение инструмента не будет выше стола ротора или ПВО в случае, если применяется морской блок ПВО.

- Остановить буровые насосы.

- Посадить инструмент на клинья и начать вращение.

- Наблюдать за желобной линией, чтобы проверить, не идет ли раствор из затрубья.

Обычно, если раствор прекратил переливаться из затрубья бурение может быть продолжено без увеличения удельного веса раствора. Если же раствор переливается, то скважину следует герметизировать и тщательно вымыть циркуляцией пластовый флюид перед возобновлением обычных операций бурения.