Вскрытие карбонатных пластов, которые обладают кавернозно-трещиноватыми типами коллекторов посредством бурения горизонтальных скважин (ГС), осложняется их завышенным уровнем проницаемости и недостаточным интервалом критических уровней давления с момента потребления раствора бурения, что опосредовано значительным риском возникновения феномена газонефтеводопроявления (ГНВП).

Главной сложностью осуществления первого бурения горизонтального пластов из карбоната выступает завышенный уровень проницаемости трещинной структуры и очень невысокий отрезок максимально возможных мощностей давления интегрирования и начала обнаружения. В условиях производства это находит отражение в сильном и внезапном переходе системы циркуляции из структуры поглощения раствора бурения в структуру газонефтеводопроявления (ГНВП).

ГНВП, по природе своей, представляет собой перемещение воды в пластах, а также газовых потоков, находящихся в горных породах, слагающих скважинный раздел, в скважинную воду. Данный этап является заключительным в ГНВП, в тот момент, когда вода в пласте абсолютно вымещает воду из скважины и свободно вытекает наружу.

Феномен ГНВП представляет собой существенную сложность, которая нуждается в незамедлительном разрешении.

Образование ГНВП оказывает негативное влияние на показатели нефтедобычи за счет изменения свойств и состава рабочей жидкости, напора и давления потока выходящей нефти и т. д. Ниже представлены основные признаки возникновения ГНВП:

− рост и постоянное увеличение объема промывочной жидкости в системе циркуляции;

− резкий рост скорости бурения при освоении за счёт снижения сил трения.

− наличие и постепенный рост постоянного газового потока в жидкости;

− уменьшение плотности и состава рабочей жидкости за счет насыщения водой.

Ряд из указанных факторов носят условный характер, но могут выступить свидетельством и предупреждением к более серьезным последствиям.

Таким образом, для более точного установления возникновения ГНВП и разработке мер по его ликвидации требуется комплексный подетальный анализ всех указанных выше признаков, исходя из особенностей конкретного месторождения.

В данной статье проведем анализ признака изменения давления на насосах для бурения, несмотря на то, что он так же является косвенным, однако его информативность и его раннее проявление в отличие от других признаков еще на ранних стадиях позволяет предупредить проявление ГНВП.

На рисунке 1 представлены фактические показатели возникновения ГНВП со скважин, выполненных в газовой части рифея.

Рис. 1. Структура отклонения эквивалентной плотности циркуляции

Согласно данному графику по ГС с ее протяженностью проходки в 25м по газовой части рифея происходит частичное поглощение бурового раствора, которое характеризуется интенсивностью поглощения в 15–20 м ³ /ч, на протяженности в 65 м — происходит полное поглощение БР без выхода циркуляции. Для устранения поглощения была произведена закачка кольматационной пачки, и бурение продолжили с глубины в 115м.

Следовательно, исходя изданного практического случая, данный признак — рост давления на насосах является признаком ГНВП с учетом неизменности параметров закачки.

Дополнительным образцом ликвидации ГНВП по увеличению насосного давления, является иллюстрация на рисунке 2. Осуществлялось пробуривание внизу колонны эксплуатации вдоль нефтяной области рифея. В границах диапазона 3450–3455 метров было зафиксировано повышение интеграции 5 м3/ч до абсолютной интеграции (36–40 м3/ч), со значительным уменьшением уровня давления до 120 кгс/см ³ . На расстоянии 3491 м наблюдается увеличение уровня насосного давления до 190 кгс/см3.

На протяжении полутора часов в процессе реализации бурильных мероприятий с интеграцией БР обнаружены показатели наступления ГНВП в конечной части скважины по причине чего проведены мероприятия по закрытию указанной скважины. Рассматриваемый феномен ГНВП опосредован сильным снижением давления в забое, которое стало меньше, чем в пласте. В реалиях абсолютной интеграции данное расхождение происходит в процессе остановок работ по бурению скважины. В свою очередь имеет значение уровень инерционного давления, а также показатель динамики раствора бурения [3]. Указанный показатель при торможении мероприятий по бурению становится меньше статического уровня, закрепленного на балансе с показателями давления в пласте.

Рис. 2. График станции технического регулирования бурения

Подводя итоги проведенного анализа, можно сформулировать следующие основные выводы:

1. В процессе бурения скважин в ситуации абсолютной интеграции в коллекторах с серьезными трещинами для предотвращения интеграции следует производить безостановочный долив скважины в участок за трубой.
2. В процессе бурения скважин горизонтального ствола в ситуации абсолютной интеграции главным показателем ГНВП выступает повышение силы насосного давления и повышения давления в забое.

Последующее снижение насосного и забойного давления сигнализирует о процессе выхода газа в наклонную стволовую область. Мероприятия по предупреждению ГНВП следует разрабатывать сразу же после начала увеличения насосного или забойного давления. Регламент мероприятий отражен в 3 разделе данных выводов.

3. В процессе устранения ГНВП в ситуации абсолютного или фрагментарного интегрирования раствора бурения следует осуществлять закачку раствора бурения в участок за трубой для вытеснения газа.
4. Увеличение уровня насосного и забойного давления в процессе подачи газа вовнутрь горизонтального ствола поглощающей скважины опосредуется повышением вязкости пласта и динамического усилия сдвига.

Литература:

1. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. М.: Недра, 2000. 680 с.
2. Семенов Н. Я. Исследование и изоляция поглощающих и водопроявляющих пластов: пособие для инженера-технолога по бурению скважин. В 2 ч. Уфа: БашНИПИнефть, 2010. 903 с.