Роль плотности бурового раствора при бурении скважин.

Плотность буровых растворов.

Плотность бурового раствора - это масса единицы его объема, в практике бурения плотность принято выражать в граммах на кубический сантиметр. В системе СИ единицей плотности служит кг/м3.

Удельный вес - это сила тяжести, действующая на массу вещества, заключённую в единице объёма. Следовательно, удельный вес определяется как произведение плотности на ускорение свободного падения:

В системе СГС единицей удельного веса является дина/см3, а в системе СИ - ньютон/м3. Ниже приведено соотношение между плотностью и удельным весом пресной воды.

	Система СГС	Система СИ
Плотность,	1,00 г/см^3	1000 кг/м^3
Удельный вес,	981 дин/см^3	9810 н/м^3

Относительной плотностью бурового раствора называется отношение плотности этого раствора к плотности пресной воды:

Относительная плотность есть величина безразмерная.

Роль плотности бурового раствора при бурении скважин.

Статическое давление жидкости пропорционально её плотности:

При бурении скважины вскрывают пласты, насыщенные водой, газом, нефтью, давление жидкости в порах пластов (поровое или пластовое давление) удобно характеризовать величиной коэффициента аномальности, равного отношению пластового давления к статическому давлению столба пресной воды высотой от кровли пласта до жёлоба, отводящего буровой раствор из скважины в наземную циркуляционную систему:

Давление, при котором происходит гидроразрыв и поглощение бурового раствора, целесообразно характеризовать величиной индекса давления поглощения, равного отношению этого давления к статическому давлению столба воды высотой от кровли слабого пласте до уровня начала наземной циркуляционной системы:

Статическое давление, создаваемое буровым раствором на стенки скважины, должно быть несколько больше пластового давления, для того, чтобы предотвратить газонефтеводопроявления. В то же время, давление бурового раствора не должно превышать давления поглощения или разрыва пластов, ибо в противном случае неизбежно возникновение поглощения.

Пользуясь величинами коэффициента аномальности, индекса давления поглощения и относительной плотности бурового раствора, это условие можно выразить следующим образом:

Кп> > К₀

При циркуляции бурового раствора имеют место гидравлические сопротивления, обусловливающие потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и колонной труб - .

Благодаря этому давление на стенки скважины повышается на величину потерь на участке от данной точки ствола до уровня начала наземной циркуляционной системы. Повышение давления эквивалентно увеличению плотности бурового раствора на величину . Эквивалентная плотность бурового раствора при этом составит:

По действием горного давления в породе на стенке скважины возникают нормальные напряжения, направленные вдоль оси скважины - , по ее радиусу - и по касательной к стенке - . Величина этих напряжений выражается следующими равенствами:

В этих равенствах:

- средняя плотность горных пород;

К_б - коэффициент бокового распора;

- плотность бурового раствора, заполняющего скважину.

Действующие в породе напряжения могут превысить предел ее прочности и вызвать неупругие деформации, которые у пород пластичных (мягкие, влажные глины, некоторые соли), проявляются в виде сужения ствола за счёт пластического течения этих пород, а у пород хрупких, трещиноватых (аргиллиты, глинистые сланцы) - в виде кавернообразования за счёт осыпания и обвалов породы со стенок скважины.

Одним из путей сохранения устойчивости стенок скважины является уменьшение действующих в породе напряжений и особенно уменьшение наиболее опасного тангенциального напряжения , уменьшение этого напряжения достигается повышением плотности бурового раствора. Таким образом, подбором плотности промывочной жидкости можно предотвратить или ослабить осложнения, связанные с неустойчивостью стенок скважины.

Экспериментальными исследованиям и практикой бурения установлено, что механическая скорость проходки и проходка на долото уменьшаются при увеличении плотности бурового раствора.

Понижение показателей работы долота объясняется, с одной стороны, увеличением всестороннего сжатия, в котором находится разбуриваемая порода, а с другой стороны, увеличением дифференциального давления на поверхности забоя. Как видно из графика, полученного в результате лабораторных опытов, механическая скорость проходки для слабопроницаемых пород существенно снижается при дифференциальном давлении на забое, равном всего лишь 35 кгс/см². Из практики бурения известно, что понижение плотности бурового раствора приводит к повышению проходки на долото и механической скорости проходки. Эта зависимость получила широкое признание среди буровиков, и в настоящее время почти повсеместно наблюдается тенденция применения буровых растворов меньшей плотности.

Помимо плотности бурового раствора, на величину дифференциального давления влияют потери давления в кольцевом пространстве. В некоторых случаях (при большой производительности насосов, высокой вязкости и плотности бурового раствора) эти потери могут составлять значительную долю от тех 35 кгс/см² при которых наблюдается наиболее интенсивное понижение механической скорости проходки. В таких условиях скорость проходки только за счёт потерь давления в кольцевом пространстве может быть на 30-50% ниже потенциально возможной.

Гидравлические сопротивления, возникающие при циркуляции бурового раствора, растут при увеличении его плотности. Применение более тяжелых растворов обусловливает необходимость работы буровых насосов при повышенных давлениях, к затрате большей доли гидравлической мощности на преодолении гидравлических сопротивлений и соответствующему уменьшению доли гидравлической мощности, полезно используемой в насадках гидромониторных долот и гидравлических забойных двигателях. Понижение плотности раствора, таким образом, позволяет улучшить показатели бурения за счёт более рационального использования гидравлической мощности насосов.

Одной из причин возникновения прихватов бурильной колонны является дифференциальное давление, прижимающее бурильную колонну к стенке скважины, покрытой толстой глинистой коркой. Увеличение плотности бурового раствора ведет к повышению дифференциального давлений и увеличению опасности возникновения прихвата.

Таким образом, из всего, что было сказано о роли плотности бурового раствора при бурении, следует, что для обеспечения наиболее высоких показателей работы долота необходимо поддерживать минимально допустимую плотность бурового раствора, достаточную для предотвращения газонефтеводопроявлений и нарушения устойчивости стенок скважины.

Едиными техническими правилами ведения буровых работ при бурении нефтяных и газовых скважин рекомендуется выбирать плотность бурового раствора в зависимости от величины пластового давления.

Относительную плотность бурового раствора можно найти из следующего выражения:

,

в котором - коэффициент запаса, который рекомендуется принимать равным 1,05 – 1,20. Учитывая, что при одном и том же значении Ка и постоянной плотности бурового раствора дифференциальное давление увеличивается с глубиной, для небольших глубин следует принимать более высокие значения коэффициента запаса, а с увеличением глубины - принимать минимальные значения.

Для измерения относительной плотности буровых растворов применяют ареометр

АГЗ-ПП. Однако более точно измерить плотность можно с помощью специальных рычажных весов.

Дата добавления: 2015-07-11