1.3. Дифференциальное давление

Дифференциальное давление это разница между гидростатическим и пластовым или поровым давлениями в условиях скважины. Его определение необходимо для оценки вероятностей поглощения или проявления, осложнений ствола скважины, влияния на механическую скорость бурения и др.

Управление дифференциальным давлением осуществляется регулированием плотности (веса) промывочной жидкости.

1.4. Градиент величин

Состояние ствола скважины и проходимых пород характеризуются множеством параметров: различными видами давлений (пластовое, поровое, геостатическое, гидроразрыва и т.д.), температурой, минерализацией, электросопротивлением и другими. Численное значение этих параметров зависит от глубины скважины. Поэтому для удобства и наглядности сравнения характеристик вводится понятие относительного параметра – градиента какой-либо величины. Делается это для удобства проведения расчётов. Все вышеназванные параметры определяются как отношение их численного значения к глубине скважины.

Физический смысл понятия градиента заключается в изменении интересующей нас величины за каждый метр проходки.

Пример 1.

Замерена температура на различных глубинах скважины:

780 м - 12^оС;

990 м - 28^оС;

1735 м - 35^оС.

Вычислим градиенты температуры в интервалах 780  990 метров и 990  1735 метров.

Первый интервал: (28 – 12)  (990 – 780) = 0,076 ^оС/метр = 7,6 ^оС/100 метров.

Второй интервал: (35 – 28)  (1735 – 990) = 0,009 ^оС/метр = 0,9 ^оС/100 метров.

Пример 2.

Пластовое давление составляет на глубине 550 метров - 5,8 МПа;

1000 метров - 11 МПа;

1350 метров - 16 МПа.

Требуется определить градиент пластового давления в каждом интервале и найти давление пласта на глубине 1280 метров.

Градиент пластового давления составляет:

в интервале 0  550 метров

5800  550 = 10,55 КПа/м = 0,0106 МПа/м = 0,106 бар/м.

в интервале 550  1000 метров

(11 – 5,8)  (1000 – 550) = 0,0116 МПа/м = 0,116 бар/м.

в интервале 1000  1350 метров

(16 – 11)  (1350 – 1000) = 0,0143 МПа/м = 0,143 бар/м.

Пластовое давление на глубине 1280 метров:

Р₁₂₈₀ = 11 + (1280 – 1000)  0,0143 = 15 МПа.

1.5. Плотность (удельный вес) бурового раствора, градиент плотности, эквивалентная плотность раствора

Плотность (удельный вес) бурового раствора определяется как масса (вес) единицы объёма и вычисляется отношением общей массы (веса) какого-то объёма раствора к этому объёму.

Пожалуй, нигде не существует такой путаницы в определении значения физического параметра, как в определении плотности буровой промывочной жидкости. В США и Канаде она замеряется в фунтах на галлон (PPG), в Иране и Омане в фунтах на кубический фут (PCF), в Алжире в килограммах на кубический дециметр, на месторождениях Северного моря в килограммах на кубический метр. Российские буровики всю жизнь замеряли удельный вес в граммах на кубический сантиметр (г/см³), стремление перейти на единицу плотности системы СИ (кг/м³) пока не особенно результативно.

Какой бы тип единиц не использовался – цель одна: определение гидростатического давления.

Понятие градиента плотности бурового раствора как отношения существующей плотности к единице длины, как было сказано выше, введено для удобства сравнения различных давлений в одной и той же точке ствола скважины и выполнения некоторых расчётов.

Термин эквивалентной плотности бурового раствора вводится для учёта дополнительных давлений, возникающих при циркуляции бурового раствора или при наличии устьевого давления. Виды дополнительных давлений: затрубное и трубное давления в закрытой скважине при полученном на забое притоке, давление гидродинамических сопротивлений в затрубье при циркуляции, давления при перемещении колонны бурильных труб, давление на штуцере при глушении скважины и др.

Суммирование гидростатического давления с дополнительными давлениями сопоставимо с действием бурового раствора повышенной плотности. Эту плотность мы и называем эквивалентной. Отнеся значение эквивалентной плотности раствора к интересующей нас глубине скважины, мы получим эквивалентный градиент плотности на данной глубине. Поясним понятия на примерах.

Пример 1:

Плотность бурового раствора  = 1,21 г/см³,

Глубина башмака технической колонны – Н = 1500 м,

Избыточное давление на устье начала приёмистости под башмаком – Р_пр. = 52 атм.

Определить эквивалентную плотность, при которой начинается поглощение под башмаком колонны – _экв.

При заданных единицах измерений, где К = 0,1 расчёт ведём по формуле:

_экв. =  + Р_пр.(К  Н) = 1,21 + 52 (0,1 х 1500) = 1,56 г/см³

Этот несложный расчёт позволяет сделать важный вывод о необходимости спуска следующей технической колонны перед встречей горизонта с АВПД, если дальнейшее углубление скважины требует повышения плотности бурового раствора до значения близкого к _экв.

Пример 2:

Плотность бурового раствора  = 1150 кг/м³,

При глубине скважины Н = 2100 метров произошло проявление, скважину закрыли, замерили давление на стояке, оно оказалось равным Р_из.т.. = 2,5 МПа.

Определим эквивалентную плотность:

_экв. =  + Р_из.т..(g  H) = 1150 + 2,5  10⁶(9,8  2100) = 1270 кг/м³

Этим расчётом мы определили плотность бурового раствора, давление столба которого уравновешивает пластовое давление.

Пример 3:

При промывке скважины на забое Н = 3000 м потери давления в затрубье составляют Р_г.с. = 1600 КПа, плотность бурового раствора  = 1350 кг/м³. Какова эквивалентная плотность (удельный вес) промывочной жидкости?

_экв. =  + Р_г.с.(g  Н) = 1350 + 1600  10³  (9,8  3000) = 1400 кг/м³

Теперь вспомним и навсегда запомним требования правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности к плотности бурового раствора.

В интервалах совместимых условий бурения плотность бурового раствора должна создавать гидростатическое давление в скважине, превышающее пластовое на величину: