Метод разработки бурение, страница 97

Если пластовое давление хотя бы в одном из горизонтов будет выше давления, создаваемого буровым раствором, пластовые жид­кости и газы могут поступать в скважину. Приток может наблю­даться при недостаточной дегазации раствора, при плохом конт­роле за плотностью, при понижении уровня раствора в скважине в результате поглощения или во время подъема без долива.

Мощность притока зависит от перепада давлений, проницае­мости приствольной зоны пласта, свойств пластовых жидкостей и газов. Небольшое количество пластовой жидкости и газа может поступить в буровой раствор с частицами выбуренной породы. Газ поступает также за счет диффузии через проницаемые стенки скважины. Пластовые жидкости и газы поступают в скважину и благодаря капиллярному давлению.

При длительных остановках циркуляции в буровой раствор по­ступает газ из верхней части газоносного пласта. Фильтрат, посту­пающий в верхнюю часть газоносного горизонта, под действием гравитации стекает к его подошве, а пластовый газ фильтруется в скважину. Постепенно против верхней части пласта образуется пачка газированного раствора.После восстановления циркуляции при продвижении к устью в область пониженного давления газ расширяется. В результате давление столба бурового раствора на стенки скважины умень­шается.   Разность   между   давлением   в   скважине   и   пластовым увеличивается, приток жидкости или газа из пласта возрастает. При приближении к устью происходит интенсивное расширение пу­зырьков газа, часть бурового раствора выбрасывается, а давление на стенки скважины резко уменьшается, что довольно часто ведет к открытому фонтанированию. Подобные проявления нарушают процесс бурения и являются причиной аварий. При мощных про­явлениях разрушаются устье скважины, буровое оборудование, происходят взрывы и пожары.

Чтобы избежать притока пластовых жидкостей и газов в сква­жину, выбросов и фонтанирования необходимо:

оборудовать устье скважины превенторами, контролировать их исправность и работоспособность;

постоянно проверять качество бурового раствора, выходящего из скважины;

использовать буровой раствор с небольшой водоотдачей, воз­можно меньшим статическим напряжением сдвига;

повышать плотность раствора до уровня, необходимого для поддержания небольшого избытка давления в скважине над пла­стовым, но меньше того, при котором начинается разрыв пород и поглощение раствора;

дегазировать буровой раствор, выходящий из скважины, а при необходимости заменять свежим с повышенной плотностью;

доливать раствор в скважину, чтобы его уровень всегда на­ходился у устья;

установить обратный клапан в нижней части бурильной ко­лонны;

не оставлять скважину на длительное время без промывки.

Наиболее оптимальное средство для удаления газа из буро­вого раствора -г~вакуумные дегазаторы. Для долива раствора в скважину используют автоматы. Если приток пластовых жид­костей предотвратить не удалось и произошел выброс, когда в скважине находилась бурильная колонна, следует срочно за­крыть превентор, направить выходящую из скважины струю ра­створа через боковой отвод устьевой обвязки, оборудованный штуцером, и через бурильные трубы закачивать негазированный раствор повышенной плотности. Если произошел выброс при от­сутствии в скважине бурильной колонны, необходимо попытаться спустить несколько свечей бурильных труб, закрыть превентор и закачивать утяжеленный буровой раствор. Если трубы спустить невозможно, превентор закрывают и через боковой отвод устьевой обвязки в скважину задавливают раствор.

           2.25. СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

    В нефтяной и газовой промышленности скважины цементируют  целью:

1)  укрепления стенок скважины в неустойчивых породах; ликвидации поглощения бурового раствора;

2)  защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пла­стовых жидкостей и газов, вызывающих коррозию;

3)  удержания в подвешенном состоянии обсадной колонны;

4)  создания разобщающих экранов, препятствующих обводне­нию продуктивных горизонтов;