2.1.2 Относительное пластовое давление

По формулам (2.2) и (2.4) рассчитывается изменение пластового давления на глубине, соответственно, нефтеносных (водоносных) и газоносных пластов.

Но величина пластового давления сама по себе мало что говорит о трудности бурения в этих пластах. Более информативным является так называемое относительное пластовое давление, равное отношению пластового давления к давлению столба пресной воды

(2.8)

Этот параметр называют также коэффициентом аномальности или индексом пластового давления.

При K_a<1 пластовое давление считают аномально низким (АНПД).

При 1 ≤ K_a ≤ 1.25 (1.30) пластовое давление считается нормальным.

При K_a > 1.25 (1.30) пластовое давление считается аномально высоким (АВПД).

Иногда вместо относительного пластового давления определяют градиент пластового давления.

(2.9)

Значения K_a и _пл для АНПД и АВПД приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Ka	, 104 н/м3	Значение
< 1	< 104	АНПД
1 ÷ 1,25 (1,30)	1 ÷ 1,25	нормал. пластовое давление
> 1,25 (1,30)	> 1,25 (1,30)	АВПД

2.1.3 Приведенное пластовое давление

Скважина вскрывает, как правило, несколько проницаемых пластов, насыщенных различными флюидами. Ствол скважины является каналом, по которому возможны перетоки из одного пласта в другой, что может привести к различным осложнениям.

С целью определения возможности (или невозможности) перетоков определяют приведённые пластовые давления.

Переток пластового флюида из одного пласта в другой возможен, если пластовое давление первого пласта, приведенное к глубине второго, больше пластового давления второго пласта.

Переток возможен, если

P_пр1-2 = P_пл1+ ρ₁g (H₂ - H₁) > P_пл2 (2.10)

При обратном их соотношении (P_пр1-2 < P_пл2) переток из первого пласта во второй невозможен.

Рассмотрим пример. Скважиной вскрыты последовательно сверху-вниз водоносный, газоносный и нефтеносные пласты, данные по которым приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

№	Н, м	Pпл, МПа	ρ пл, кг/м3
1	1000	10,5	1100
2	1100	10,5	200
3	1200	11,0	900

>P_пл2=10.5МПа

Переток из 1 пласта во второй возможен.

. Переток из второго пласта в первый также возможен. Направление перетока будет обусловлено тем, какой пластовый флюид раньше заполнит ствол скважины.

Перетоки между вторым и третьими пластами не возможены.

2.1.4 Выбор плотности промывочной жидкости

Плотность промывочной жидкости выбирается из условий недопущения проявления пластовых флюидов и поглощения бурового раствора, т.е. при

P_пл≤P_с≤P_гр (2.11)

а так же из условия ограничения величины дифференциального давления, равного разности давлений в скважине и пластового

P_диф=P_c – P_пл ≤ A (2.12)

Давление в скважине при разных операциях разное. При простое (когда трубы и промывочная жидкость неподвижны) P_c = ρgH. При подъёме труб давление в скважине уменьшается P_c = ρgH - P_п, а при спуске - возрастает P_c = ρgH + P_сп при циркуляции промывочной жидкости P_c= ρgH + P_кп, где P_кп – потери давления в кольцевом пространстве скважины. Желательно, чтобы при всех этих операциях выполнялись условия (2.11), т.е. чтобы и при подъёме давление в скважине было больше пластового P_c = ρgH - P_п ≥ P_пл и при спуске и бурении не происходило поглощение бурового раствора P_c= ρgH + P_сп ≤ P_гр;

Отсюда P_c = ρgH + + P_кп ≤ P_гр;

(2.13)

однако, пользоваться зависимостью (2.13) неудобно, т.к. пока не выбрана плотность бурового раствора, не определены его реалогические параметры, невозможно рассчитать изменение давления в скважине при спуске P_сп и подъёме P_п труб и потери давления в кольцевом пространстве. Поэтому используют следующие зависимости

, (2.14)

(2.15)

где к – коэффициент необходимого превышения давления столба бурового раствора над пластовым, чтобы даже при подъёме не было проявления, одновременно это коэффициент необходимого превышения давления начала поглощения над давлением столба бурового раствора, чтобы и при спуске не происходило поглощение;

A – согласно правилам [1], предельно допустимая величина дифференциального давления.

Необходимо иметь в виду, что если нарушение условия (2.14) может привести к осложнениям (проявлениям или поглощениям), то нарушение условия (2.15) скажется лишь на показателях бурения (уменьшится скорость проходки), не приводя непосредственно к осложнениям, поэтому условие ограничения величины дифференциального давления следует считать желательным. В ряде случаев можно нарушать и условие (2.14), т.е. бурить с поглощением бурового раствора или с проявлением (поступлением в скважину пластового флюида), если это: 1) экономически оправдано; 2) не наносит ущерб окружающей среде и здоровью персонала; 3) согласованно с надзорными органами (горными, санитарными, пожарными).

Значение коэффициента «K» в зависимости (2.14) и «A» - в (2.15) определены в [1] и показаны в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Н, м	К	A, МПа
< 1200	1.1 – 1.15	1,5
> 1200	1.05 – 1.07	2,5