Плотность бурового раствора

Допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового раствора из условия недопущения гидроразрыва пласта и проникновение пластовых флюидов в скважину.

, (1)

где, - плотность промывочной жидкости, кг/м³

- ускорение свободного падения, м/с² ( м/с²)

- текущая глубина скважины, м

- пластовое (поровое) давление на глубине , кг/м²

- горное (геостатическое) давление на глубине , кг/м²

^{, (2)}

где, К_з – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым

при до 1200м,

при до 2500м,

при больше 2500м.

Плотность бурового раствора при вскрытии газоводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

- 10-15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см² (1,5 МПа);

- 5-10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 25 кгс/см² (2,5 Мпа);

- 4-7 % для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 35 кгс/см² (3,5 МПа).

Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях равно гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/см³ (1000 кг/м³) от кровли пласта до поверхности. Аномальное пластовое давление характеризуется любым отклонением от нормального.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливается исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.

Таким образом, в случае репрессии на пласт при вскрытии нефтеводонасыщенных, газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин, необходимую плотность бурового раствора в кг/м³ определят по формуле:

, (3)

где - пластовое давление, Па;

- допустимая репрессия на пласт, Па;

g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;

- глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом

пластового давления, м

В случае бурения скважин в интервалах залегания непроницаемых горных пород с депрессией на стенки скважины необходимую плотность бурового раствора определят по формуле:

, (4)

где - допустимая депрессия на стенки скважины, Па.

, (5)

где – заданное значение депрессия в процентах от скелетного напряжения

, %.

Скелетное напряжение горных пород определяется разницей горного и порового давления по формуле:

, (6)

где - средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м³;

- коэффициент аномальности порового давления;

- плотность пресной воды, кг/м³.

Если при рассчитанных значениях плотности бурового раствора наблюдается посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение подбирают путем её ступенчатого повышения.