Контроль пластового давления

Как уже отмечалось ранее, основой функцией бурового раствора является поддержание пластового давления, необходимого для успешного бурения. Обычно, с ростом пластового давления плотность раствора увеличивают за счет добавления барита. Это делается того, чтобы уравновесить давление и обеспечить устойчивость ствола. Созданные условия будут препятствовать попаданию пластового флюида в скважину; пластовые флюиды, находящиеся под давлением, не вызовут выброса. Давление, образованное столбом бурового раствора, находящегося в статике (не циркулирующего) называется гидростатическим давлением, оно зависит от плотности раствора и фактической вертикальной глубины.

Пластовый флюид не попадет в скважину в том случае, если гидростатическое давление столба раствора будет равно пластовому давлению или будет превышать его. Поддержание "контроля за скважиной" предполагает соблюдение определенных условий, при которых ни один пластовый флюид не должен попасть в скважину. Однако, могут возникнуть ситуации, требующие присутствия в скважине пластовых флюидов – высокий уровень фонового газа при бурении, или если скважина, находящаяся под бурением, стала производить промышленные количества нефти или газа. Контроль скважины (или контроль давления) осуществляется для того, чтобы не допустить бесконтрольного притока флюида в скважину.

Кроме давления, образуемого пластовыми флюидами, гидростатическое давление контролирует другие напряжения, создаваемые в зонах, прилегающих к стволу скважины. В геологически активных районах породы могут находиться под напряжением, создаваемым в результате воздействия тектонических сил, это может привести к потере устойчивости ствола даже в случае, если давления будут сбалансированы. Устойчивость ствола скважины, пробуренной в зоне тектонических напряжений, обеспечивается поддержанием баланса между гидростатическим давлением и тектоническим напряжением. Снижение устойчивости ствола может наблюдаться в наклонных и горизонтальных участках, в этом случае контроль также осуществляется регулированием гидростатического давления.

Нормальное пластовое давление может изменяться от градиента, равного 0,433 psi/ft (8,33 фунт/гал пресной воды) на суше, до 0,465 psi/ft (8,95 фунт/гал) на шельфе. Отклонения пластового давления от приведенных значений могут быть вызваны различными факторами – высотой над уровнем моря, местоположением, различными геологическими условиями. Плотность бурового раствора может варьироваться от значения плотности воздуха (0 psi/ft) до более, чем 20,0 фунт/гал (1,04 psi/ft)

Часто, в пластах, находящихся под низким пластовым давлением бурение ведется воздухом, газом, нефтяной пылью, вязкой пеной, аэрированными растворами или специальными системами с ультра низкой плотность (обычно на углеводородной основе).

Плотность бурового раствора должна быть не ниже минимальной, необходимой для регулирования пластового давления, и не выше максимального значения, превышение которого может привести к разрыву пласта. На практике, плотность раствора ограничивается величиной, необходимой для осуществления контроля давления и обеспечения устойчивости ствола.

Удерживающая способность

Буровой раствор должен удерживать выбуренные частицы породы в состоянии взвеси…

Буровой раствор должен удерживать во взвешенном состоянии выбуренные частицы, утяжеляющие материалы, различные добавки, в то же время выбуренная порода должна своевременно удаляться очистным оборудованием. Выбуренные частицы, осаждающиеся в статических условиях, образуют отложения, которые, в свою очередь, могут привести к прихвату инструмента или поглощению раствора. Утяжелители, при осаждении, оказывают значительное воздействие на плотность раствора, находящегося в скважине. В динамических условиях отложения чаще всего скапливаются в скважинах с большим углом отклонения, при низкой скорости циркуляции флюида в кольцевом пространстве.

Высокая концентрация выбуренной породы в растворе негативно сказывается практически на любом аспекте бурения, эффективности всего процесса в целом, и снижает скорость проходки. При высоких концентрациях шлама в растворе, возрастают его плотность и вязкость, что, в свою очередь, ведет к увеличению стоимости регулирования свойств раствора и росту объемов разбавления. Возрастают такие показатели, как мощность, необходимая для циркуляции, толщина фильтрационной корки, крутящий момент, вероятность прихвата также увеличивается.

Удерживающая способность раствора должна уравновешиваться такими свойствами раствора, которые способствуют удалению выбуренной породы с помощью очистного оборудования. Для удержания выбуренных частиц в состоянии взвеси требуется высокая вязкость, способность разжижаться при сдвиге, тиксотропные свойства, тогда как эффективная работа очистного оборудования обеспечивается при использовании раствора с более низкой вязкостью. Показатели эффективности очистного оборудования снижаются в случае, если используемый раствор не разжижается при сдвиге, содержит большой объем выбуренной породы, и обладает высокой пластической вязкостью. В целях осуществления качественного контроля твердой фазы необходимо удалять выбуренную породу из бурового раствора во время первого цикла циркуляции. При повторном попадании шлама в циркулирующий раствор, он распадается на более мелкие частицы, которые уже труднее удалить. Наиболее легкий способ определить, удаляется ли шлам из раствора – сравнить содержание песка в растворе, находящегося в выкидной линии и в приемной емкости.