Литература по нефтяной
и газовой промышленности

Гидростатическое давление столба бурового раствора

Плотность бурового раствора r напрямую зависит от пластового давления. Поэтому точность выбора величины плотности в значительной степени связана с точностью прогноза пластового давления по интервалам глубин. Не нуждается в доказательстве утверждение о том, что следом за изменением рпл должна меняться и величина регламентируемого r.

В пределах России выбор r осуществляется в соответствии с "Правилами безопасности….", утвержденными Госгортехнадзором РФ. И это совершенно не случайно, так как речь идет о предупреждении проявлений из проницаемых пластов при бурении с негерметизированным, открытым, устьем. При этом имеют в виду нефтяные или газовые проявления и фонтаны, поскольку именно они представляют особую опасность. В таблице 1 приведены нормативы для выбора плотности раствора, изложенные в упомянутых "Правилах".

Таблица 1 - Нормативы выбора плотности бурового раствора

Глубина кровли проявляюшего пласта L, м

Превышение гидростатического давления над пластовым, %

Предельно нормируемая репрессия на пласт, МПа

Допустимое отклонение фактической плотности от номинальной (±), кг/м3

L <= 1200

10 – 15

1,5

20

1200 < L <=2500

5 – 10

2,5

20

L > 2500

4 - 7

3,5

20

Пример расчета плотности бурового раствора:

Предположим, что на глубине 1700 м находится кровля газового пласта с давлением 20,8 МПа. Минимально допустимое превышение столба раствора над пластовым для этой глубины: в процентах - 5% и по величине - 2,5 МПа.

Расчет плотности по 1-му условию (по условию превышения в %):

r = [(20,8*106*1,05)/ (9,81*1700)] +20 = 1330 кг/м3.

Комментарий: вначале определяется плотность из условия обеспечения минимально необходимого запаса (коэффициент 1,05), а затем добавляется 20 кг/м3 для обеспечения колебания плотности в допустимых границах.

Расчет плотности по 2-му условию (по величине допустимой репрессии):

r = [(20,8+2,5)*106/ (9,81*1700)] -20 =1380 кг/м3.

Комментарий: Перед цифрой "20" стоит знак минус, так как при неизбежном колебании плотности относительно номинального значения предельно допустимая репрессия (в нашем случае это 2,5 МПа) не должна быть превышена.

Из двух результатов выбираем меньший: при плотности 1330 кг/м3 оба условия соблюдаются.

Проектируя величину r имеют в виду, как правило, только нефте- или газопроявляющие пласты. Водопроявляющие пласты обычно в расчет не берут. Если "открытый" ствол (не обсаженный) составляет несколько сот метров, а плотность поддерживается без изменения, ориентируясь на открытый продуктивный пласт, то всегда найдутся пласты проницаемые, где рассмотренные условия не будут соблюдаться, особенно в отношении водоносных пластов. До вскрытия нефтяных или газовых пластов в достаточно изученных площадях строгое соблюдение перечисленных условий не столь обязательно. Излишняя репрессия приводит к снижению показателей работы долот и провоцирует осложнения в скважине.

График изменения гидростатического давления в скважине имеет вид ломаной линии, расположенной строго на лучах, исходящих из начала координат, так как скважина при нормальном бурении заполнена до устья.

Переход на буровой раствор другой плотности осуществляют за 30-50 м до вскрытия того пласта, пластовое давление которого требует изменения плотности (чаще – увеличения) раствора.

Также читайте статью Расчет глушения скважины при водопроявлении

Комментарии (0)



Разрешённые теги: <b><i><br>Добавить новый комментарий: