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:
Dрзаб - 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.