Коэффициент Пуассона для некоторых горных пород

Наименование породы	Коэффициент Пуассона, µ
Пластинчатые глины	0,38–0,48
Плотные глины	0,25–0,35
Глинистые сланцы	0,10–0,20
Известняки	0,28–0,33
Плотные песчаники	0,20–0,35
Песчаники крупнокристаллические	0,30–0,35
Песчаники среднекристалличесике	0,30–0,33
Песчаники мелкокристаллические	0,23–0,28
Глинистые песчаники и алевролиты	0,20–0,30
Песчано-глинистые сланцы	0,25–0,35
Песчаники и алевролиты с карбонатным цементом	0,25–0,27
Каменная соль	0,35–0,45
Ангидриты	0,30–0,40
Аргиллиты	0,10–0,25
Лессовидные отложения	0,08–0,20

Забойное давление

Забойное давление, Р_заб , есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях: Р_заб=Р_r+P_r.ск+Р_из.

Р_заб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:

– в нормальных условиях бурения Р_заб > Р_пл;

– при газонефтеводопроявлении, когда скважина закрыта, Р_заб=Р_пл;

– основным условием начала газонефтеводопроявления (ГНВП) является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлениемР_заб < P _пл .

Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора, заполняющего скважину, и дополнительных репрессий, вызванных проводимыми на скважине работами (или простоями).

При прямой промывке забойное давление увеличивается за счет гидросопротивления в кольцевом пространстве, а при обратной – в трубах.

При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт, определяют как r = (Р_пл + DР) / g Н.

Забойное давление при механическом бурении и промывке определяется по формуле

Р_заб = Р_г + Р_гск ,

где Р_гск – гидравлическое сопротивление кольцевого пространства, для неглубоких скважин оно ориентировочно составляет Р_гск = Р_гс / 5¸7. Здесь

Р_гс – полное гидравлическое сопротивление без учета перепада давления на турбобуре.

При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.

Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому. При отсутствии циркуляции длительное время – снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а также температурных изменений бурового раствора на величину D Р_ст :

Р_заб = Р_г – DР_ст .

При остановках до 10 ч Р_ст = 0,02 r g Н₁ . Здесь Н₁ – высота столба бурового раствора, находящегося без движения.

При остановках без циркуляции более 10 ч для растворов с > 2 Па, при наличии хорошо проницаемых коллекторов в разрезе ствола скважины в расчете принимают снижение давления, равное Р_ст = (0,02¸0,05) r g Н₁.

Забойное давление при подъеме бурильной колонны:

Р_заб = Р_г – DР_дп – DР_ст – r g Dh,

где DР_дп. –гидродинамическое давление под долотом при движении колонны труб вверх (эффект поршневания);

DР_ст – снижение забойного давления за счет явлений седиментации и др. в зоне, где нет движения бурового раствора;

r g Dh –понижение забойного давления за счет недолива скважины при подъеме. Здесь Dh – величина недолива.

ΔP_дп –эффект поршневания, создается движением труб, находящихся в скважине, и зависит от длины труб и их диаметра. ΔP_дп увеличивается при наличии компоновки низа колонны бурильных труб – КНБК (долота, центраторов, УБТ), а также сальников или сужения ствола скважины, а также подъема труб с сифоном. Эффект поршневания зависит в значительной степени от скорости подъема труб, вязкости и СНС бурового раствора.

Эффект поршневания имеет место и в тех случаях, когда скважина заполнена водой, а поднимаются трубы со «свободным концом».

ΔP_ст –седиментация в зоне скважины, из которой извлечены трубы. При подъеме ΔP_ст = 0,02 P_г^'.

P_г^' – гидростатическое давление столба жидкости в скважине, из которой извлечены трубы:

γ –снижение P_г за счет извлечения труб из скважины;

h –снижение уровня на устье.

При непрерывном доливе γ отсутствует.

DР_дп = 4qL / (D – d) + r c (V- V₀) S_т/S,

где q –статическое напряжение сдвига за 10 мин, Па;

L –длина колонны бурильных труб, находящихся в скважине;

D –диаметр скважины, м;

d_н –наружный диаметр бурильных труб, м;

r –плотность бурового раствора, кг/м^3;

с –скорость распространения ударной волны по кольцевому пространству, м/с. Для обсаженного ствола, заполненного водой, с = 1350 м/с; буровым раствором – с = 1100 м/с.

V –достигнутая скорость движения труб за время распространения ударной волны от забоя до устья скважины, м/с;

V₀ –начальная скорость движения колонны бурильных труб, м/с;

S_т –площадь кольца трубы, м²;

S – площадь кольцевого пространства скважины, м².

DР_ст при непрерывном подъеме = 0,02 rgН, МПа.

Безопасную величину недолива, Dh, согласно РД 39-0147009-544-87, определяют:

– для скважин с глубиной до 1200 м Dh = 0,03 Н;

– для скважин с глубиной до 2500 м Dh = 0,02 Н;

– для скважин с глубиной свыше 2500 м Dh = 0,03 Н.

Выводы:

1. Чтобы при подъеме труб не допускать повышенного эффекта поршневания, необходимо перед подъемом выровнять вязкость раствора и СНС и не производить подъем на повышенной скорости.

2. Если невозможно снизить до нормы вязкость и СНС, подъем должен производиться на пониженной скорости.

3. Долив при подъеме труб должен осуществляться своевременно. Возникший при подъеме труб сифон должен быть ликвидирован. При невозможности ликвидации (забито долото) подъем должен производиться на минимальной скорости и с постоянным доливом.

4. При подъеме труб с повышенным поршневанием (при подъеме наблюдается перелив на устье) подъем должен производиться с промывкой, вращением труб ротором и выбросом их на мостки через шурф.

На величину забойного давления влияют следующие факторы: скорость движения колонны труб, особенно ниже 1000 м; величина ускорения; площадь кольцевого зазора; степень заполнения колонн жидкостью из скважины; наличие циркуляции; реологическая характеристика жидкости. Наибольшее давление развивается при спуске труб с обратным клапаном.

Забойное давление при спуске бурильного инструмента определяется:

Р_заб = Р_г ± DР_дс. - DР_ст ,

где ± DР_дс – гидродинамическая сила при спуске.

При спуске каждой свечи бурильного инструмента под долото возникают знакопеременные гидродинамические давления. В начале спуска свечи с увеличением скорости спуска нарастает и репрессия под долотом. После того как скорость выровнялась, репрессия достигает максимума и остается постоянной до момента начала торможения. При резком торможении репрессия снижается до нуля и переходит в депрессию.

Для исключения возникновения ГНВП при наличии вскрытого продуктивного горизонта необходимо, чтобы во всех случаях забойное давление превышало пластовое: Р_заб > Р_{пл .}

+ ΔP_дс – обратный эффект поршневания, ведущий к увеличению давления на забой.

– ΔP_дс – снижение P_заб , происходящее за счет:

1) гидроразрыва пласта и падения уровня в скважине, вызванных высоким + P_дс;

2) снижение P_заб при скорости спуска свыше 1 м/с и резком торможении.

Чтобы при спуске труб P_заб не снизилось ниже P_пл и не возникло ГНВП, скорость спуска должна быть ограничена.

Работы, проводимые с промывкой скважины:

Р_гс –гидравлическое сопротивление скважины при промывке (давление на насосе): P_гс = Р_гст + Р_гск

Р_гск – гидравлическое сопротивление кольцевого пространства;

Р_гст – гидравлическое сопротивление труб (включая перепад на долоте и исключая перепад на турбобуре при турбинном бурении).

При обратной промывке Р_заб = Р_г + Р_гст Р_гст = Р_гс .

Величина соотношения Р_гст = Р_гс и Р_гск = Р_гс реальна для скважин с конструкцией: при бурении диаметр ствола скважины D = 0,194 и 0,245 м и бурильными трубами с d_н от 0,102 до 0,127 м.

Величина Р_гс зависит:

· от глубины нахождения труб при промывке, L;

· площади поперечного сечения кольцевого пространства при прямой и обратной промывке;

· площади сечения труб при обратной промывке, S;

· производительности насоса, Q;

· плотности промывочной жидкости, γ;

· вязкости и СНС промывочной жидкости.

Следовательно, если при промывке необходимо поднять забойное давление, то необходимо увеличить Р_г , т. е. поднять γ промывочной жидкости. При отсутствии возможности увеличить γ необходимо увеличить Q насоса. При механическом бурении γ промывочной жидкости в затрубном пространстве будет возрастать за счет находящейся в ней выбуренной породы. Будет увеличиваться и Р_г. При прекращении поступления выбуренной породы в затрубное пространство Р_г будет снижаться.

Забойное давление при остановках без промывки:

P_заб = P_г - ΔP_ст ,

где ∆P_ст –снижение гидростатического давления, P_г за счет седиментации промывочной жидкости и явлений контракции и фильтрации.

Седиментация – осаждение частиц из промывочной жидкости при остановке ее движения.

Контракция – смачивание поверхности вводимых в промывочную жидкость частиц (барита, бентонитовой глины, цемента и др.).

Фильтрация – уход воды из промывочной жидкости в горизонт через корку глинистового раствора.

Для глинистых растворов нормальной структуры ∆P_ст = (0,02÷0,05)Pг, для цементных растворов ∆P может быть значительно больше.

Таким образом:

1. Значительное снижение вязкости и СНС глинистового раствора приводит к увеличению седиментации и снижению P_заб .

2. Недопустимо оставлять длительное время скважину без промывки, так как может возникнуть ГНВП за счет снижения гидростатического давления.

3. После спуска обсадных колонн и их цементирования (при наличии в открытом стволе горизонта с возможным ГНВП) должна быть обеспечена возможность герметизации устья.

Забойное давление в зависимости от вида работ и гидростатического давления в скважине может измениться и к нему могут добавиться положительные или отрицательные динамические составляющие.

Изменение давления в скважине при подъеме газа от забоя к устью. Устье скважины загерметизировано. При подъеме газа в загерметизированной скважине газ расширяться не может. Это приводит к тому, что давление на устье в трубах и затрубном пространстве, а также на забое и по всему стволу скважины будет непрерывно расти и достигнет максимальной величины, когда газ подойдет к устью. Поэтому необходимо определять допустимые давления не только для устья и противовыбросового оборудования (ПВО), но и для слабого участка ствола скважины и не допускать роста давления сверх его величины.

Устье скважины открыто. По мере подъема газа по стволу скважины, давление на него будет снижаться, а его объем соответственно увеличиваться. Наиболее интенсивное увеличение объема происходит при подходе газа к устью скважины. С какой интенсивностью происходит увеличение объема газа, с такой же интенсивностью происходит снижение P_заб. Необходимо как можно раньше обнаружить подъем газа по стволу скважины и своевременно загерметизировать устье, иначе может произойти выброс или после герметизации забойное давление снизится до такой величины, что поступит новая порция газа.

Устье скважины закрыто и ведется вымыв поступившего газа с поддержанием постоянным P_заб.Для этого необходимо работой дросселя поддерживать постоянное давление в трубах дросселя при неизменной производительности насоса. В поднимающемся газе давление будет снижаться. Давление на устье в затрубном пространстве будет расти и достигнет максимальной величины, когда газ подойдет к устью. В любом сечении скважины по мере приближения к нему давление растет, после прохождения остается постоянным.

Давление насыщения – это давление, при котором начинается выделение газа, растворенного в нефти. Опасность представляет поступившая в скважину нефть с большим газовым фактором и с давлением насыщения значительно меньшим пластового давления.

Допустимые давления

Для открытого ствола скважины:

[P]_гр = 0,95P_гр,

где P_гр – давление гидроразрыва для горизонта, кг/см²;

[P]_гр – допустимое давление на горизонт с P_гр, кг/см².

[P_уст]_гр = 0,95 P_гр – γ ,

где [P_уст]_гр–допустимое давление на устье для горизонта с P_гр , кг/см²;

h – глубина нахождения горизонта с P_гр , м;

γ–плотность промывочной жидкости в скважине, г/см³.

Для обсаженной части ствола скважины:

[P]_тр = 0,9 P_опр + γ_опр ,

где [P]_тр – допустимое давление для глубины h – в трубах (кондуктора), кг/см²;

P_опр – давление опрессовки, кг/см²;

γ_опр – плотность промывочной жидкости в колонне при опрессовке.

Для устья скважины и ПВОпри h = 0:

[P_уст]_тр = 0,9 P_опр – (γ – 0,9γ_опр),

где [P_уст]_тр–допустимое давление на устье для сечения на глубине h, м;

γ – плотность промывочной жидкости на данный момент, г/см³.

Давление опрессовки, P_опр, определяется согласно п. 2.10.3 Правил безопасности по ожидаемому давлению, P_ож, на устье, когда скважина полностью заполнена флюидом:

P_ож = P_пл – γ_фл ,

здесь γ_фл –плотность флюида;

H –глубина горизонта с возможным ГНВП.

При ликвидации фонтана может возникнуть потребность поднять давление и выше P_ож на ΔP.

P_ож + ΔP (должно быть допустимым давлением для устья – [P]_тр).

[P]_тр = 0,9P_опр, откуда P_опр = .

Для цементного камня за колонной или кондуктором:

[P]_цк = 0,95P_опр + γ_опр ,

где L_к – глубина спуска колонны (кондуктора).

[P_изк]_цк = 0,95P_опр – (γ –0,9γ_опр).

Давление опрессовки, P_опр, определяется согласно п. 2.10.4 Правил безопасности по ожидаемому давлению, P_ож, в зоне камня, когда скважина при загерметизированном устье полностью заполнена флюидом:

P_ож = P_пл – γ_фл .

Давление опрессовки составит P_опр = P_ож – γ_опр .

Величина допустимого давления на устье для слабых сечений ствола в значительной степени зависит от плотности БР, заполняющего скважину.

Избыточное давление

Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками.

Избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах P_из.т и вколонне P_из.к.

Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе P_r.c.

Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.

Избыточное давление в бурильных трубах, P_из.т, – это давление на стоянке при закрытой скважине без циркуляции, равное разнице между пластовым давлением P_пл и гидростатическим давлением столба БР в бурильных трубах.

Избыточное давление в обсадной колонне, P_из.к, – это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутвии циркуляции. P_из.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.

Градиент величин

Состояние ствола скважины и проходимых пород характеризуются множеством параметров: различными видами давлений, температурой, минерализацией, электросопротивлением и др. Численное значение этих параметров зависит от глубины скважины. Поэтому для наглядности сравнения характеристик и удобства проведения расчетов вводится понятие относительного параметра – градиента какой-либо величины. Все вышеназванные параметры определяются как отношение их численного значения к глубине скважины.

Физический смысл понятия градиента заключается в изменении интересующей нас величины за каждый метр проходки.

Пример 1. Замерена температура на различных глубинах скважины:

– 780 м – 12 ^оС;

– 990 м – 28 ^оС;

– 1735 м – 35 ^оС.

Градиенты температуры в интервалах 780–990 м и 990–1735 м.

Первый интервал: (28–12) : (990–780) = 0,076 ^оС/м = 7,6 ^оС/100 м.

Второй интервал: (35–28) : (1735–990) = 0,009 ^оС/м = 0,9 ^оС/100 м.

Пример 2. Пластовое давление составляет на глубине:

– 550 м – 5,8 МПа;

– 1000 м – 11 МПа;

– 1350 м – 16 МПа.

Требуется определить градиент пластового давления в каждом интервале и найти давление пласта на глубине 1280 м.

Градиент пластового давления составляет:

1) в интервале 0–550 м:

5800 : 550 = 10,55 КПа/м = 0,0106 МПа/м = 0,106 бар/м;

2) в интервале 550–1000 м:

(11–5,8) : (1000–550) = 0,0116 МПа/м = 0,116 бар/м;

3) в интервале 1000–1350 м:

(16–11) : (1350–1000) = 0,0143 МПа/м = 0,143 бар/м.

Пластовое давление на глубине 1280 м:

Р₁₂₈₀ = 11 + (1280 – 1000) ∙ 0,0143 = 15 МПа.

Плотность (удельный вес) БР, градиент плотности, эквивалентная плотность раствора. Плотность (удельный вес)БР определяется как масса (вес) единицы объема и вычисляется отношением общей массы (веса) какого-то объема раствора к этому объему.

Пожалуй, нигде не существует такой путаницы в определении значения физического параметра, как в определении плотности БР. В США и Канаде она измеряется в фунтах на галлон (PPG), в Иране и Омане – в фунтах на кубический фут (PCF), в Алжире – в килограммах на кубический дециметр, на месторождениях Северного моря – в килограммах на кубический метр. Российские буровики замеряют удельный вес в граммах на кубический сантиметр (г/см³), стремление перейти на единицу плотности системы СИ (кг/м³) пока не дает результатов. Понятие градиента плотности БР как отношения существующей плотности к единице длины, как было сказано выше, введено для удобства сравнения различных давлений в одной и той же точке ствола скважины и выполнения некоторых расчетов.

Термин эквивалентная плотность БР вводится для учета дополнительных давлений, возникающих при циркуляции БР или при наличии устьевого давления. Виды дополнительных давлений: затрубное и трубное давления в закрытой скважине при полученном на забое притоке; давление гидродинамических сопротивлений в затрубье при циркуляции; давления при перемещении колонны бурильных труб; давление на штуцере при глушении скважины и др.

Суммирование гидростатического давления с дополнительными давлениями сопоставимо с действием БР повышенной плотности. Эту плотность называем эквивалентной. Отнеся значение эквивалентной плотности раствора к интересующей нас глубине скважины, получим эквивалентный градиент плотности на данной глубине.

Пример 1. Плотность БР r = 1,21 г/см³; глубина башмака технической колонны Н = 1500 м; избыточное давление на устье начала приемистости под башмаком Р_пр. = 52 атм.

Определить эквивалентную плотность, r_экв. , при которой начинается поглощение под башмаком колонны.

При заданных единицах измерения, где к = 0,1, расчет ведем по формуле

r_экв. = r + Р_пр.:( к ∙ Н) = 1,21 + 52: (0,1∙1500) = 1,56 г/см³.

Этот расчет позволяет сделать вывод о необходимости спуска следующей технической колонны перед встречей горизонта с АВПД, если дальнейшее углубление скважины требует повышения плотности бурового раствора до значения, близкого к r_экв.

Пример 2. Плотность БР r = 1150 кг/м³. При глубине скважины Н = 2100 м произошло проявление, скважину закрыли, замерили давление на стояке, оно оказалось равным Р_из.т.. = 2,5 МПа.

Рассчитываем эквивалентную плотность:

r_экв. = r + Р_из.т..:(g ∙ H) = 1150 + 2,5 ∙ 10⁶:(9,8 ∙ 2100) = 1270 кг/м³.

Этим расчетом определяется плотность бурового раствора, давление столба которого уравновешивает пластовое давление.

Пример 3. При промывке скважины на забое Н = 3000 м потери давления в затрубье составляют Р_г.с. = 1600 КПа, плотность бурового раствора r = 1350 кг/м³. Какова эквивалентная плотность (удельный вес) промывочной жидкости?

r_экв. = r + Р_г.с.:(g ∙ Н) = 1350 + 1600 ∙ 10³ : (9,8 ∙ 3000) = 1400 кг/м³ .

Газонефтеводопроявления

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это поступление пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве.

Излив бурового раствора или пластового флюида различной интенсивности (переливы, выбросы, фонтаны) происходит через устье скважины, по кольцевому пространству, колонне бурильных труб, межколонному пространству и за пределами устья скважины (грифоны).

Переливы – излив жидкости через устье скважины.

Выбросы – апериодическое выбрасывание жидкости или газожидкостной смеси на значительную высоту за счет энергии расширяющегося газа.

Грифон – истечение газа, нефти, воды или их сочетания в результате миграции по трещинам и каналам из продуктивных горизонтов на поверхность земли, на некотором расстоянии от устья скважины.

Грифоны образуются вследствие движения вверх газа, нефти или воды из пластов с относительно высоким давлением по естественным трещинам в зоне тектонических нарушений, пересекаемых скважиной в процессе бурения или расположенных вблизи от ствола. Межколонные проявления и иногда грифоны образуются и при поступлении флюида из нижних высоконапорных пластов в верхние по заколонному пространству, неизолированному цементным раствором. Такие осложнения нередки при проводке и креплении скважин в многолетнемерзлых породах, так как БР с положительной температурой и выделяющееся при гидратации, схватывании и твердении цементного раствора тепло способствуют таянию льда, поэтому за обсадной колонной в горных породах образуются каналы, заполненные водой.

Другими причинами заколонных и межколонных проявлений могут быть: проникновение за колонну газа через неплотности в резьбовых соединениях обсадных труб; поступление флюидов из одних горизонтов в другие в процессе проводки скважины, особенно при перерывах в бурении, резких колебаниях давления при промывке, спуске и подъеме инструмента. Такие проявления могут возникнуть или усилиться при очень больших противодавлениях в скважине, избыточном утяжелении раствора, восстановлении циркуляции при обвалообразованиях, опрессовках, вызывающих разрыв, расслоении пластов в зонах трещинообразований и залегания непрочных, неустойчивых горных пород. По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования.

Грифоны и межколонные проявления более опасны, и их ликвидация более трудоемка, чем проявления той же интенсивности через устье, так как воздействовать на них можно лишь косвенно, через бурящиеся или ранее пробуренные скважины. Кроме того, грифоны могут возникнуть вокруг других промышленных объектов и жилья.

Открытый фонтан – неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины, являющееся следствием нарушения нормального технологического процесса, вызванного прорывом пластовых флюидов на поверхность по стволу скважины или по заколонному пространству, когда обслуживающему персоналу невозможно регулировать поток.

Последствия открытых фонтанов таковы:

– потеря бурового и другого оборудования;

– непроизводственные материалы и трудовые затраты;

– загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др.);

– перетоки флюидов в пласте внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов.

Открытые фонтаны, в зависимости от степени сложности работ по их ликвидации и тяжести последствий для производства, можно условно подразделять на сложные и простые.

К сложным следует отнести фонтаны с дебитом нефти свыше 200 т/сут или газа – более 1млн м³/сут при полностью разрушенном устье, что в ряде случаев вызывает необходимость бурения одной или целого ряда наклонно направленных аварийных скважин. К такому типу фонтанов относятся и те, которые выделяют сероводород или окись углерода, горящие фонтаны, а также фонтаны, сопровождающиеся грифоно- или кавернообразованием вокруг устья скважины.

К простым следует отнести открытые фонтаны, вызванные выходом из строя устьевого или противовыбросового оборудования. Для ликвидации простых фонтанов необходима лишь замена или дополнительная надстройка запорного оборудования, так как сохранена база (неповрежденная обсадная колонна, колонный фланец, спущенные в скважину бурильные или насосно-компрессорные трубы и т. д.). В практике есть случаи перехода простого фонтана в сложный.

Открытые фонтаны по характеристике выбрасываемого пластового флюида подразделяются на нефтяные, газовые и водяные. Часто и процессе открытого фонтанирования скважины выбрасывается смесь этих флюидов. В таких случаях фонтаны именуют по компонентам выбрасываемых смесей: водонефтяные, газоводяные и т. п.

В практике известны случаи, когда в процессе открытого фонтанирования скважины меняется состав выбрасываемых флюидов, например, газо-водяной фонтан переходит в чисто газовый, нефтяной – в водяной или газовый и т. д. Однако в условиях пожара не всегда представляется возможным определить процентное содержание газа и нефти, поэтому удобнее разделить фонтаны по характеру горения и специфическим условиям их тушения.

К нефтяным относятся фонтаны, в которых нефть выбрасывается в таких количествах, что она не успевает сгорать в факеле и разливается вокруг устья скважины. Эти фонтаны отличаются от газовых темно-красным пламенем и выделением большого количества дыма.

К газовым относятся фонтаны, содержащие чистый газ с небольшими добавками конденсата. Горение их характеризуется отсутствием дыма или его выделением в небольших количествах.

Открытые фонтаны подразделяются на компактные и распыленные, пульсирующие и непрерывные, с содержанием опасных (вредных) примесей или без них.

Под ГНВП, как физическим явлением, понимается перенос пластовых флюидов из пород, слагающих разрез, в БР, заполняющий пространство скважины. Открытый фонтан – это последняя стадия развития ГНВП, когда пластовый флюид, поступающий из проявляющего пласта, полностью вытесняет БР из скважины и беспрепятственно изливается на дневную поверхность. Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину только из проницаемых пород, насыщенных соответствующим флюидом.

Основная причина ГНВП – превышение пластового давления над давлением в скважине. 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 более 1200 м ΔP=(4–7 %) P_пл, но не более 3,5 МПа.

Давление в скважине может оказаться меньше пластового по следующим причинам:

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

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

3) недолив скважины при подъеме инструмента;

4) эффект «поршневания» при подъеме инструмента;

5) поглощение бурового раствора, в том числе при высоких скоростях спуска инструмента;

6) неправильный расчет и установка 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 (ПВО) – 20 %;

· нарушение технологии вскрытия продуктивного пласта и освоения скважины – 40 %.

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