Уменьшение плотности бурового раствора

а) Газирование бурового раствора

Присутствующий в скважине газ может иметь разное происхождение. Следует различать:

· Газ, выделенный из шлама проницаемой пористой породы. В этом случае присутствие газа в скважине не обязательно приведет к тому, что забойное давление рзаб будет ниже пластового давления рпор.

· Газ, выделяющийся из залежи :

- Если рзаб ниже рпор и если порода достаточно проницаема, газ проникает в скважину, возникает потеря первичного управления скважиной и требуется управлять проявлением флюида.

- Если рзаб выше рпор, газ может проникнуть в скважину в результате диффузии и/или свабирования. Он проявляется в виде пачек в процессе СПО и наращивания бурильных труб.

Количество выделяемого газа зависит от дифференциального давления в зоне залежи, проницаемости породы для пластового флюида, толщины продуктивного пласта и свойств пластового флюида (вязкость и т.д.).

Повышение плотности бурового раствора не снижает явлений диффузии.

· Газ разложения, получаемый вследствие распада некоторых компонентов бурового раствора (особенно, под действием температуры).

· Рециркуляционный газ (плохо дегазированный на поверхности буровой раствор возвращается в скважину, попадание воздуха в бурильную колонну при наращивании труб, при СПО и т.д.).

Таким образом, газирование бурового раствора может протекать с положительным дифференциальным давлением (случай газа,выделяющегося из шлама, явления диффузии).

В случае газа, полученного в результате свабирования, явление исчезает после циркуляции объема кольцевого пространства. В случае газа из шлама явление прекращается после остановки бурения и циркуляции объема кольцевого пространства. В случае отрицательного дифференциального давления явление усилится по мере циркуляции, если скважина остается открытой.

В открытой скважине газ постепенно расширяется, поднимаясь в кольцевом пространстве. Расширение газа становится значительным, когда он приближается к поверхности и вызывает уменьшение плотности бурового раствора на выходе из скважины. Уменьшение давления в призабойной зоне вследствие газирования промывочной жидкости, как правило, незначительно.

Если газ распределяется равномерно (по количеству вещества) от забоя до устья скважины и в отсутствие явлений растворения, величина этого уменьшения задается следующей приближенной формулой:

Уменьшение плотности бурового раствора - student2.ru

заб - уменьшение забойного давления, выраженное в барах,

rБР - плотность исходного негазированного бурового раствора,

rБР ГАЗ - плотность газированного бурового раствора на выходе из скважины

рзаб - забойное давление в статике для негазированного бурового раствора плотностью rБР, выраженное в барах,

рАТМ - атмосферное давление на поверхности, выраженное в барах (при нормальных условиях рАТМ = 1,013 бар),

Log - логарифм Непера

Таблица 3.1

Пример уменьшения гидростатического давления (бар) в зависимости от глубины

вследствие попадания газа в буровой раствор

Глубина м Плотность на входе: 1,20 Плотность на входе: 1,60
Z´r/10,2 бар Уменьшение давления для плотности на выходе Z´r/10,2 бар Уменьшение давления для плотности на выходе:  
0,80 0,60 1,40 1,20 1,00  
0,88 2,0 4,1 0,6 1.4 2,6  
1,0 2,4 4,8 0,7 1,7 3,0  
1,1 2,7 5,5 0,8 1,9 3,4  
1,2 2,9 5,9 0,9 2,1 3,7  
1,2 3,1 6,2 0,9 2,2 3,9  
1,3 3,2 6,4 0,9 2,2 4,0  
1,3 3,3 6,6 1,0 2,3 4,1  

Хотя это уменьшение давления обычно не велико (табл. 3.1), оно может оказаться достаточным для поступления флюида. Следует отметить, что это явление тем заметнее, чем меньше глубина скважины.

б) Нагнетание в скважину флюида легче бурового раствора

Это может случиться в результате ошибочных операций с задвижками системы циркуляции вследствие утечек на уровне затворов или разбавления раствора (за счет жидкости, использовавшейся для очистки емкостей, от атмосферных осадков и т.д.).

в) Изменения плотности бурового раствора

· Влияние температуры

Плотность бурового раствора уменьшается с ростом температуры (примерно, на 0,01 при повышении температуры на 10оС для бурового раствора на водной основе и несколько больше для бурового раствора на нефтяной основе).

Циркулирующий в скважине буровой раствор не находится в термическом равновесии с проходимыми породами. В зоне, близкой к поверхности, температура раствора выше температуры породы. У забоя наблюдается обратная картина. После остановки циркуляции в течение около пятнадцати часов термическое равновесие восстанавливается, и раствор имеет температуру породы. В случае глубоких и горячих скважин восстановление этого термического равновесия может вызвать уменьшение гидростатического давления в скважине.

· Влияние отклонения скважины

В наклонной скважине при бурении с тяжелым буровым раствором после остановки циркуляции входящие в состав раствора твердые частицы имеют тенденцию к осаждению на нижней стенке скважины. Происходит “разделение” плотности между тяжелым буровым раствором на нижней стенке, который плохо передает давление, и легким раствором у верхней стенки, который передает давление. Такое разделение может вызвать заметное уменьшение гидростатического давления в скважине.

Явление усиливается под влиянием температуры в скважине, причем вязкость существенно уменьшается с ростом температуры.

г) Особый случай уменьшения плотности цементного раствора в процессе схватывания

В конце схватывания цементного раствора и в начале твердения цементного камня он все еще проницаем и плотность входящего в него флюида может приблизиться к 1,00, вызывая облегчение гидростатического столба в кольцевом пространстве. В случае газовых залежей этим явлением пренебрегать не следует, так как оно часто вызывает приток пластового флюида.

Наши рекомендации