9.1 Вибір густини бурового розчину

Густина бурового розчину вибирається з врахуванням пластового тиску

, (9.1)

де6 – коефіцієнт безпеки; – пластичний тиск; – прискорення сили гравітації; – глибина свердловини на якій відоме .

Коефіцієнт безпеки згідно вимог до будівництва свердловин знаходиться в межах

при м;

при м;

при м.

Густина бурового розчину при відсутності циркуляції повинна відповідати такій умові:

, (9.2)

де – тиск при якому виникають поглинання бурового розчину.

Тиск повинен завжди залишатися більшим від гідростатичного тиску стовпи бурового розчину у свердловині.

9.2 Регулювання густини бурового розчину в процесі буріння

Під час буріння, коли відбувається руйнування гірської породи долотом, а шлам вилучається циркулюючим буровим розчином, його густину можна зменшити, оскільки під час циркуляції тиск на пласти збільшується внаслідок гідравлічного опору в кільцевому просторі, і якщо ж буріння відбувається без протитиску на усті то еквівалентна густина бурового розчину (відношення гідравлічного тиску у свердловині до тиску на глибині, що розглядається в даному випадку) визначається істинною густиною розчину та витратами тиску у кільцевому просторі свердловини

, (9.3)

Умова запобігання уникнення флюїдопроявів і поглинань у даному випадку має такий вигляд

, (9.4)

( – необхідна густина бурового розчину під час циркуляції, ).

Отже величина є тим безпечним резервом зниження густини бурового розчину при звичайній схемі циркуляції, коли долото працює на вибою

, (9.5)

Ще більший резерв зменшення густини можна досягнути при створенні протитиску на усті при бурінні на рівновазі та незбалансованому тиску на вибої, коли виконується умова

(9.6)

де – протитиск на усті свердловини при циркуляції розчину.

В цьому випадку густина бурового розчину, якщо відбувається його циркуляція може бути знайдена за виразом

, (9.7)

У випадку незбалансованого тиску на вибої теоретично можна досягнути безмежно низької густини бурового розчину і бурити свердловину при керованому викиді пластового флюїду на максимальній механічній швидкості буріння. Тому, не дивлячись на необхідність суттєвого ускладнення устьового устаткування, вибухонебезпечність такого технологічного процесу та складність розділення газорідинного потоку у поверхневій циркуляційній системі, у Канаді та США значний обсяг буріння виконується на незбалансованих тисках. На рис. 9.1 показано вплив незбалансованого тиску на механічну швидкість буріння.

Рисунок 9.1 – Вплив незбалансованого тиску на механічну

Швидкість буріння

9.3 Вміст газу у бурових промивальних рідинах

Загазованість бурового розчину суттєво перешкоджає нормальному процесу буріння.

1. Наявність газу у розчині зменшує гідравлічну потужність, що є першопричиною низької швидкості буріння, особливо у м’яких породах. Вміст газу біля 2% зменшує гідравлічну потужність на 5-6%.

2. Вміст газу у буровому розчині зменшує його густину, а значить і тиск на флюїдонасичені пласти, що може бути причиною, як флюїдопроявів, так обвалювань та осипань.

3. У випадку якщо у буровий розчин потрапляє сірководень (Н₂S) то виникає небезпека вибуху або отруєння цим газом.

4. Кислі гази, такі як двоокис вуглецю можуть бути причиною зменшення рН розчину і викликати його флокуляцію.

При постійному попаданні газу у циркулюючий потік розчину змінюються і його технологічні показники. Крім очевидного зменшення густини суттєво змінюються і реологічні показники. Промивальна рідина стає більш в’язкісною, як і будь-яка двохфазна система. Бульбашки газу погіршують вилучення шламу із розчину і саме устаткування працює з меншою ефективністю.

Щоб звести до мінімума негативний вплив загазованості бурового розчину необхідно знати умови поступлення газу у нього.

Газ із пластів потрапляє у розчин при умові, що (депресія), тобто при падінні тиску на пласт і без падіння тиску. Під час високих швидкостей буріння газоносних горизонтів газ не встигає відтиснутися фільтратом розчину від вибою і стінок свердловини і він потрапляє у розчин разом із частинками вибуреної породи.

Без зменшення тиску на пласт газ потрапляє у розчин внаслідок таких явищ:

– дифузія, осмос;

– капілярні перетоки;

– гравітаційні рухи.

Кількість газу, який поступає із пластів у розчин внаслідок явища дифузії, може бути такою, що при відсутності циркуляції протягом 10-24 годин на вибої сформується порція загазованого розчину, яка спричинить флюїдопрояви.

При розбурюванні газоносних горизонтів кількість газу при відомій механічній швидкості буріння і характеристиці пласта можна визначити за формулою:

, (9.8)

де – площа вибою; – пористість; – механічна швидкість буріння; – коефіцієнт газовіддачі; – газонасиченість горизонту; , – тиск на вибої і на усті свердловини; , – температура на вибої і на усті свердловини; , – коефіцієнт стисливості газу на вибої і на усті.

Газ у буровому розчині може знаходитися у вільному, рідкому і розчиненому станах. Газ значно легше розчиняється у розчинах на вуглеводневій основі у порівнянні із розчином на водній основі . Тому визначити загазованість розчинів на вуглеводневій основі складно. По мірі переміщення потоку розчину до устя бульбашки газу збільшуються в об’ємі і внаслідок зменшення тиску зливаються одна з одною утворюючи газові “пробки”, які прориваються в атмосферу. Вільний газ легко вилучається із розчину устаткуванням циркуляційної системи під час його руху через вібросито, жолоби та ємності. Під час стійкої загазованості газ вилучають із розчину за допомогою газового сепаратора, який застосовується у якості першого ступеня очищення розчину від газу.

Другим ступенем очищення розчину від газу є двохкамерні вакуумні дегазатори. Деякі типи вакуумних дигазаторів забезпечують швидкість вилучення газу 0,10,25 м³/хв пропускаючи 1-3 м³ розчину в хвилину. У найгіршому випадку залишковий вміст газу у буровому розчині після проходження газового сепаратора та дегазатора не перевищує 2%.