3.1.1 Повышение порового давления

Это происходит при бурении (или каротаже) близи или при вскрытии пористой проницаемой породы с аномально высоким давлением. Плотность бурового раствора становится недостаточной для удержания пластовых флюидов в пласте.

Дифференциальное давление р_заб - р_пор должно уменьшиться, учитывая повышение порового давления. Оно становится отрицательным и вызывает поступление флюида, если плотность бурового раствора не меняется (см. рис. 3.1).

В случае наличия переходной зоны дифференциальное давление постепенно понижается. Если же, напротив, такая зона не существует, дифференциальное давление внезапно падает при вскрытии пласта с аномальным давлением.

Частный случай: В процессе бурения эксплуатационной скважины с одной и той же площадки существует риск пересечения со скважиной, находящейся в эксплуатации. В этом случае мало вероятно, что плотность бурового раствора будет достаточна для обеспечения первичного управления скважиной.

Рис. 3.1. Изменение дифференциального давления в зависимости от порового давления

3.1.2 Уменьшение давления в скважине за счет бурового раствора

Давление в определенной точке кольцевого пространства зависит от плотности, высоты столба промывочной жидкости и потерь давления между рассматриваемой точкой и поверхностью. Уменьшение одного из этих параметров ведет к снижению давления на забое.

3.1.2.1 Уменьшение плотности бурового раствора

а) Газирование бурового раствора

Присутствующий в скважине газ может иметь разное происхождение. Следует различать:

• Газ, выделенный из шлама проницаемой пористой породы. В этом случае присутствие газа в скважине не обязательно приведет к тому, что забойное давление р_заб будет ниже пластового давления р_пор.

• Газ, выделяющийся из залежи :

• Если р_заб ниже р_пор и если порода достаточно проницаема, газ проникает в скважину, возникает потеря первичного управления скважиной и требуется управлять проявлением флюида.

• Если р_заб выше р_пор, газ может проникнуть в скважину в результате диффузии и/или свабирования. Он проявляется в виде пачек в процессе СПО и наращивания бурильных труб.

Количество выделяемого газа зависит от дифференциального давления в зоне залежи, проницаемости породы для пластового флюида, толщины продуктивного пласта и свойств пластового флюида (вязкость и т.д.).

Повышение плотности бурового раствора не снижает явлений диффузии.

• Газ разложения, получаемый вследствие распада некоторых компонентов бурового раствора (особенно, под действием температуры).

• Рециркуляционный газ (плохо дегазированный на поверхности буровой раствор возвращается в скважину, попадание воздуха в бурильную колонну при наращивании труб, при СПО и т.д.).

Таким образом, газирование бурового раствора может протекать с положительным дифференциальным давлением (случай газа,выделяющегося из шлама, явления диффузии).

В случае газа, полученного в результате свабирования, явление исчезает после циркуляции объема кольцевого пространства. В случае газа из шлама явление прекращается после остановки бурения и циркуляции объема кольцевого пространства. В случае отрицательного дифференциального давления явление усилится по мере циркуляции, если скважина остается открытой.

В открытой скважине газ постепенно расширяется, поднимаясь в кольцевом пространстве. Расширение газа становится значительным, когда он приближается к поверхности и вызывает уменьшение плотности бурового раствора на выходе из скважины. Уменьшение давления в призабойной зоне вследствие газирования промывочной жидкости, как правило, незначительно.

Если газ распределяется равномерно (по количеству вещества) от забоя до устья скважины и в отсутствие явлений растворения, величина этого уменьшения задается следующей приближенной формулой:

р_заб - уменьшение забойного давления, выраженное в барах,

_БР - плотность исходного негазированного бурового раствора,

_{БР ГАЗ} - плотность газированного бурового раствора на выходе из скважины

р_заб - забойное давление в статике для негазированного бурового раствора плотностью _БР, выраженное в барах,

р_АТМ - атмосферное давление на поверхности, выраженное в барах (при нормальных условиях р_АТМ = 1,013 бар),

Log - логарифм Непера

Таблица 3.1

Пример уменьшения гидростатического давления (бар) в зависимости от глубины

вследствие попадания газа в буровой раствор

Глубина м	Плотность на входе: 1,20				Плотность на входе: 1,60
	Z/10,2 бар	Уменьшение давления для плотности на выходе			Z/10,2 бар	Уменьшение давления для плотности на выходе:
		1	0,80	0,60		1,40	1,20	1,00
500	59	0,88	2,0	4,1	78	0,6	1.4	2,6
1000	118	1,0	2,4	4,8	157	0,7	1,7	3,0
2000	235	1,1	2,7	5,5	314	0,8	1,9	3,4
3000	353	1,2	2,9	5,9	471	0,9	2,1	3,7
4000	471	1,2	3,1	6,2	627	0,9	2,2	3,9
5000	588	1,3	3,2	6,4	784	0,9	2,2	4,0
6000	706	1,3	3,3	6,6	941	1,0	2,3	4,1

Хотя это уменьшение давления обычно не велико (табл. 3.1), оно может оказаться достаточным для поступления флюида. Следует отметить, что это явление тем заметнее, чем меньше глубина скважины.

б) Нагнетание в скважину флюида легче бурового раствора

Это может случиться в результате ошибочных операций с задвижками системы циркуляции вследствие утечек на уровне затворов или разбавления раствора (за счет жидкости, использовавшейся для очистки емкостей, от атмосферных осадков и т.д.).

в) Изменения плотности бурового раствора

 Влияние температуры

Плотность бурового раствора уменьшается с ростом температуры (примерно, на 0,01 при повышении температуры на 10^оС для бурового раствора на водной основе и несколько больше для бурового раствора на нефтяной основе).

Циркулирующий в скважине буровой раствор не находится в термическом равновесии с проходимыми породами. В зоне, близкой к поверхности, температура раствора выше температуры породы. У забоя наблюдается обратная картина. После остановки циркуляции в течение около пятнадцати часов термическое равновесие восстанавливается, и раствор имеет температуру породы. В случае глубоких и горячих скважин восстановление этого термического равновесия может вызвать уменьшение гидростатического давления в скважине.

 Влияние отклонения скважины

В наклонной скважине при бурении с тяжелым буровым раствором после остановки циркуляции входящие в состав раствора твердые частицы имеют тенденцию к осаждению на нижней стенке скважины. Происходит “разделение” плотности между тяжелым буровым раствором на нижней стенке, который плохо передает давление, и легким раствором у верхней стенки, который передает давление. Такое разделение может вызвать заметное уменьшение гидростатического давления в скважине.

Явление усиливается под влиянием температуры в скважине, причем вязкость существенно уменьшается с ростом температуры.

г) Особый случай уменьшения плотности цементного раствора в процессе схватывания

В конце схватывания цементного раствора и в начале твердения цементного камня он все еще проницаем и плотность входящего в него флюида может приблизиться к 1,00, вызывая облегчение гидростатического столба в кольцевом пространстве. В случае газовых залежей этим явлением пренебрегать не следует, так как оно часто вызывает приток пластового флюида.