Причины проявления

Основная причина газонефтеводопроявлений (ГНВП) - превышение пластового давления над давлением в скважине. Едиными правилами безопасности предусмотрено превышение гидростатического давления в скважине ΔP над пластовым давлением P_пл в следующих пределах:

- для скважин глубиной до 1200 м ΔP=(10-15%) P_пл, но не более 1,5 МПа;

- для скважин глубиной до 2500 м ΔP=(5-10%) P_пл, но не более 2,5 МПа;

- для скважин глубиной более 2500 м ΔP=(4-7%) P_пл, но не более 3,5 МПа.

Давление в скважине может оказаться меньше пластового по следующим причинам:

- ошибки в определении пластового давления и глубины залегания продуктивного горизонта на стадии проектирования;

- снижение плотности бурового раствора из-за поступления флюида в скважину и при длительных остановках;

- недолив скважины при подъеме инструмента;

- эффект «поршневания» при подъеме инструмента;

- поглощение бурового раствора при высоких скоростях спуска инструмента;

- при неправильной установке жидкостных ванн.

Вместе с тем, ГНВП могут возникнуть и в случае, если давление в скважине больше пластового. Это возможно в результате:

- выделения флюида из выбуренной и осыпавшейся породы;

- гравитационного замещения;

- капиллярных сил;

- диффузии и осмоса;

- контракции, фильтрации.

Эти процессы, без сомнения, происходят и в случае, если давление в скважине ниже пластового, но они имеют подчиненное значение и опасны только при длительных остановках в процессе бурения при загерметизированном устье скважины.

Как показывает статистика, количество фонтанов в зависимости от причин их возникновения распределяется следующим образом:

- недостаточная изученность геологии – 10 %

- неправильная конструкция скважины, некачественное цементирование – 20 %

- внезапное поглощение – 10 %

- отсутствие или неисправность противовыбросового оборудования (ПВО) – 20 %

- нарушение технологии – 40 %

Особую опасность с точки зрения возникновения ГНВП представляют пласты с аномально высоким пластовым давлениям. Нормальное пластовое давление равно гидростатическому давлению воды на данной глубине. Возникновение пластов с АВПД объясняется геологическими процессами, происходящими после формирования залежи углеводородов (денудация, подвижки в земной коре).

Основной причиной ГНВП является поступление газа в скважину (большинство фонтанов газовые, в нефти в достаточно большом количестве содержится растворенный газ, который в скважине переходит в газообразное состояние). В связи с этим необходимо рассмотреть поведение газа в буровом растворе. Природа газирования раствора изучена недостаточно, однако установлено, что поступающий в скважину газ может находиться в следующих состояниях:

- растворенным в буровом растворе;

- в виде пузырьков, неподвижных относительно раствора;

- в виде всплывающих пузырьков;

- в виде пузырей, соизмеримых по размерам с каналом движения (скважина, труба, кольцевое пространство) – снарядный режим всплытия;

- кольцевой режим, когда газ занимает все сечение канала движения.

Природный газ достаточно легко растворяется в буровом растворе, причем растворимость тем выше, чем больше давление и температура (при P = 5 МПа и t = 60º С растворяется 0,9 м³ газа в 1 м³ воды, а при P = 50 МПа и t = 200^о С – 11 м³/м³). Плотность раствора при этом практически не меняется.

При движении по скважине вверх по мере снижения давления из раствора выделяются свободный газ, а на глубине порядка 100 м большая часть газа переходит в газообразное состояние и движется вверх в виде пузырьков. Газовый конденсат переходит в газообразное состояние на глубине порядка 100 – 300 м. При поступление в скважину нефти с растворенным газом происходит аналогичная картина, однако следует отметить, что растворимость газа в нефти значительно выше, чем в воде, а тем более в буровом растворе. Однако, как показывают расчеты, при пузырьковом движении газа давление в скважине снижается незначительно, и такой режим движения газа реальной опасности с точки зрения ГНВП не представляет. Более того, имеется значительный опыт бурения скважин с газирующим раствором, что существенно повышает технико – экономические показатели.

При снарядном и кольцевом режиме всплытия газа и открытом устье по мере движения вверх давление газа снижается, а объем в соответствии с законом Бойля‑Мариотта PV=const увеличивается. Это приводит к снижению гидростатического давления в скважине и в некоторый момент оно может стать ниже пластового, следствием чего может быть фонтанирование.

Скорость всплытия газа при пузырьковым режиме колеблется в приделах 300‑350 м /час, а при снарядном 600‑900 м/час в зависимости от свойств раствора. Следовательно от появления первых признаков до фонтанирования проходит несколько часов.

В случае, если устье скважины закрыто, например, превентором, и происходит всплытие газа, то объем его практически не меняется, и согласно закону Бойля‑Мариотта давление сохраняется неизменным. Следовательно давление на устье может стать равным пластовому, а это может привести к разрушению ПВО или обсадной колонны. По этой причине нельзя держать скважину закрытой длительное время.