5.4 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют несколько принципиально различных типов циркуляционных агентов. Плотность большинства из них можно регулировать в широких пределах: от 900–1050 до 2200–2500 кг/м³. Таким образом, величина пластового давления и давления поглощения не ограничивает возможность применения таких промывочных жидкостей. Лишь газообразные циркуляционные агенты, вода, безглинистые полимерные, торфогуматные и некоторые другие буровые промывочные жидкости, для которых характерна невысокая плотность, имеют весьма ограниченную способность создавать противодавление на вскрытые скважиной пласты. Следовательно, пластовое давление может оказаться тем фактором, который ограничивает область применения таких циркуляционных агентов.

Вода, безглинистые полимерные растворы, торфогуматные растворы могут создавать достаточное противодавление на пласты, в которых давление характеризуется коэффициентом анамальности К_а=1,00. Поэтому в интервалах, которые по предварительной оценке можно бурить с промывкой водой, безглинистыми и другими растворами, имеющими ограниченную плотность, целесообразно выделить участки с коэффициентом анамальности пластового давления К_а≤1,00, и К_а>1,00.(0-1655 - К_а≤1,00)

Плотность шламовых суспензий, промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой за счет высокой концентрации твердой фазы в первых и растворения больших количеств солей во вторых обычно превышает 1250 кг/м³. Если в разрезе скважины встречаются пласты, характеризуемые низкими значениями индекса давления поглощения (К_п<1,25), то это обстоятельство может сделать невозможным применение в таких интервалах промывочных жидкостей, которым присуща относительно высокая плотность. Поэтому в интервалах, имеющих однородный литологический состав пород, нужно выделить участки, для которых индекс давления поглощения имеет значения К_п≤1,20. (0-1655- К_п≤1,20)

Уточнять расчленение разреза удобно по совмещенному графику изменения с глубиной коэффициента анамальности пластового давления и индекса давления поглощения.

Возможны случаи, когда коэффициент анамальности пластового давления увеличивается с глубиной до такой степени, что становится больше индекса давления поглощения для пород вышележащих интервалов. Применение бурового раствора, создающего достаточное противодавление на пласты с АВПД, привело бы в этих условиях к поглощению в вышележащих интервалах.

5.5 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород.

Повышенная температура отрицательно влияет на большинство промывочных жидкостей. Свойство некоторых буровых растворов, подвергающихся высокотемпературному нагреву, можно поддерживать лишь ценой существенного увеличения расхода химических реагентов Ряд промывочных жидкостей полностью теряют способность выполнять свои технологические функции при достижении предельной для них температуры. Забойная температура влияет на выбор типа и состава промывочной жидкости. Учитывать возможное влияние температуры нужно уже при расчленении геологического разреза на технологические интервалы.

Температурный предел экономически эффективного применения промывочных жидкостей на водной основе зависит от термостойкости органических реагентов, входящих в состав бурового раствора. Предел эффективного применения обращенных эмульсионных растворов определяется термостойкостью эмульгаторов, обеспечивающих агрегативную устойчивость инвертной эмульсии.

Построим график распределения температур в потоке, для этого вычислим.

Геостатическая температура в продуктивном пласте :

Т_Г=T0 +0.14 *Г* Н+0,43*Г* Н=8+0,14*0,037*1903+0,43*0,037*1903=48,1С

Температура на забое скважины по формуле:

ТЗ=0,33*Т0+0,67*Тг=0,33*8+0,67*48,1=34,9С

Температура выходящего из скважины потока по формуле:

Твых=0,67*Т0+0,33*ТГ=0,67*8+0,33*48,1= 21,2 С

Температура бурового раствора, закачиваемого в бурильную колонну, по формуле

ТВХ= ТВЫХ -∆ТВЫХ=21,2-7=13,8 С

Средняя температура восходящего и нисходящего потоков:

Т СР.В.= вот здесь