Плотность буровых промывочных жидкостей

Плотность промывочной жидкости - это масса единицы ее объема. Ее выражают в килограммах на кубический метр или сравнивают с массой такого же объема пресной воды при 4 °С (относительная плотность).

Величина плотности определяет гидростатическое давление на забой и стенки скважины столба промывочной жидкости (Р_гс)

где r- плотность промывочной жидко­сти, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н - высота столба промы­вочной жидкости, м.

Для предупреждения флюидопроявлений, гидростатическое давление столба промывочной жидкости должно превышать пластовое (поровое) давление р_пл.

Пластовое (поровое) давление - это давление, создаваемое пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой) на стенки пор горной породы.

Различают нормальное (р_пл^н), аномально высокое (р_пл^а.в.) и аномально низкое (р_пл^а.н.) пластовое давление. Градиент нормального пластового давления принят равным 0,01 МПа/м, что эквивалентно гидростатическому давлению, создаваемому столбом жидкости, имеющей плотность 1000 кг/м³ (столбом пресной воды):

Степень отклонения величины пластового давления от нормального характеризуется коэффициентом аномальности пластового давления:

Kа = ,

(4.2)

Для аномально высокого пластового давления (АВПД) К_ан > 1, а для аномально низкого пластового давления АНПД К_ан < 1.

По правилам безопасности (ПБ) в нефтяной и газовой промышленности п. 2.7.3.2. «Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения» [1].

Пункт 2.7.3.3. ПБ «Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м).

- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см² (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин» [1].

В интересах обеспечения безопасности проводки скважины стремятся поддерживать плотность промывочной жидкости на уровне, который выше фактически необходимого для удержания флюидов в пласте. Однако это имеет ряд существенных недостатков.

Во-первых, чрезмерная плотность про­мывочной жидкости может привести к такому по­вышению давления на стенки ствола скважины, что под действием растягивающих нагрузок ствол разрушится и буровой раствор проникнет в пласт по образующимся трещинам. Такое разрушение называется гидравлическим разрывом пласта. По правилам безопасности н/г промышленности п. 2.7.3.4. «Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения» [1].

Если в процессе бурения скважины возникают поглощениях бурового раствора (с выходом или без выхода циркуляции), то по ПБ п. 2.7.3.6. «углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой». Отклонение от требований п. 2.7.3.3. ПБ возможно и «при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии)». П. 2.7.3.7. «He допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см³ от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений)» [1].

Давление столба промывочной жидкости на стенки скважины, помимо удержания пластовых флюидов в пластах, помогает обеспечивать устойчивость ствола скважины. При наличии в разрезе пластичных пород, например каменной соли или неуплотненных глин, давление промы­вочной жидкости приобретает решающее значение для обеспечения устойчивости ствола. По ПБ п. 2.7.3.5. «В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород)» [1].

В земной коре горная порода находится в состоянии равномерного всестороннего сжатия (без учета тектонических сил).

Геостатическое (горное) давление на глубине Н равно давлению вышележащих пород

Р_г = r_п g Н, (4.3)
где rп - плотность горных пород, кг/м³.

При циркуляции бурового раствора давление, которое он оказывает на забой и стенки скважины, складывается из гидростатического давления, создаваемого столбом бурового раствора, и давления на преодоление гидравлических сопротивлений при его движении в кольцевом пространстве Dрк.п.

Сумму гидростатического давления (ргс) и потерь давления в кольцевом пространстве (Dрк.п.) называют гидродинамическим давлением (ргд).

Если для расчета Dрк.п. использовать формулу Дарси-Вейсбаха, то без учета потерь давления между соединениями бурильных труб и стенками скважины, величина гидродинамического давления (ргд, Па) будет равна:

n

ргд = ргс + Dрк.п. = r g H + S {li (ui² r li) / [2 (Di - dнi)]}, (4.4)

i=1

где n - число интервалов кольцевого пространства с неизменной величиной зазора между трубами и стенками скважины; li - коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в i - м интервале кольцевого пространства; ui - скорость потока бурового раствора в i - м интервале кольцевого пространства, м/с; li - длина i - го интервала кольцевого пространства с неизменной величиной зазора между трубами и стенками скважины, м; Di - диаметр скважины на i - м интервале, м; dнi - наружный диаметр труб на i - м интервале скважины, м.

Очевидно, что для предупреждения гидроразрыва пластов и поглощений бурового раствора необходимо, чтобы гидродинамическое давление было меньше давления гидроразрыва (ргд < ргр).

Из этих двух давлений регулируемым (управляемым) является только гидродинамическое. Как следует из формулы (4), снижение величины гидродинамического давления возможно за счет уменьшения плотности, вязкости, скорости потока бурового раствора и увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины.

Во вторых, повышение плотности промывочной жидкости от­рицательно влияет на скорость проходки. С ростом гидродинамического давления на забой скважины существенно снижается механическая скорость бурения.

Это объясняется ухудшением условий отрыва и перемещения с забоя частиц выбуренной породы в связи с ростом перепада давления, прижимающего их к забою.

Частицы породы удерживаются на забое силами, обусловленными разностью между гидродинамическим давлением на забой и поровым давлением в разбуриваемом пласте, которую принято называть дифференциальным давлением (рд)

рд = ргд - рп (4.5)

Существует три пути уменьшения усилия, прижимающего частицу выбуренной породы к забою:

- уменьшение площади поверхности частицы, на которую воздействует дифференциальное давление;

- уменьшение гидродинамического давления (снижение плотности, вязкости и скорости потока бурового раствора, а также увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины;

- увеличение пластового (порового) давления на глубине разрушения породы до величины гидродинамического давления, что возможно при высокой мгновенной фильтрации бурового раствора.

В третьих, повышение плотности буровых промывочных жидкостей требует дополнительных расходов на их утяжеление ввод специальных утяжелителей, приготовление и очистку (дополнительное оборудование), а так же поддержание свойств (химическая обработка реагентами). При этом стоимость раствора возрастает. При разбуривании пластов с нормальным давлением стоимость промывочной жидкости не имеет столь существенного значения, т. к. достаточная плотность автоматически достигается благодаря твердой фазе, диспергируемой раствором из проходимых пластов. Поддерживать плотность промывочной жидкости на уровне выше 1320 кг/м³ за счет диспергируемой твердой фазы нельзя вследствие слишком значительного повышения вязкости. В подобных условиях целесообразно утяже­лять промывочную жидкость баритом, плотность которого в 1,5 раза выше плотности горных пород, благодаря чему для получения заданной плотности промывочной жидкости требуется значительно меньший объем твердой фазы.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должно выбираться оптимальное значение плотности бурового раствора.

Для измерения плотности промывочных жидкостей используют ареометр АБР-1, рычажные весы-плотномер ВРП-1, пикнометр, плотномеры АВП-1, ПП-1, индикатор плотности или их импортные аналоги.