Плотность бурового раствора

Допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового раствора из условия недопущения гидроразрыва пласта и проникновение пластовых флюидов в скважину [12-14]

, (71)

где - плотность промывочной жидкости, кг/м³,

- ускорение свободного падения, м/с²,

- текущая глубина скважины, м,

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

- горное (геостатическое) давление на глубине , Н/м².

, (72)

где К_з - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым,

при до 1200 м,

при от 1200 м до проектной глубины.

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

Согласно правилам безопасности [2] 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 (интервал 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.

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, 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) [2].

Таким образом, в случае репрессии на пласт при вскрытии нефте- и водонасыщенных, газоносных, газоконденсатных пластов необходимую плотность бурового раствора в кг/м³ определят по формуле [14]

, (73)

где - пластовое давление, Па,

- допустимая репрессия на пласт, Па,

- 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

, (74)

где Р_пор - поровое давление на глубине , Па,

- допустимая депрессия на стенки скважины, Па.

, (75)

где Д - заданное значение депрессии в процентах от скелетного напряжения , %, Д = 10%.

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

, (76)

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

- коэффициент аномальности порового давления,

- плотность пресной воды, кг/м³.