Плотность бурового раствора

Плотность бурового раствора ρ_б.р выбирается исходя из условий предотвращения потери устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины и их гидроразрыва. Очень важно также создание нормального противодавления на пласты, насыщенные пластовыми флюидами, препятствующего притоку их в скважину.

Таким образом, изменение ρ_б.р - основное средство регулирования давления в скважине.

При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение ρ_б.р должно определяться для горизонта с минимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 3.2 с учетом глубины скважины и коэффициента аномальности пластового давления К, (проектного или фактического).

Таблица 3.2

Глубина скважины (интервал), м	Минимальное превышение гилростатнческого давления раствора нал пластовым (репрессия) ∆Рmin, МПа
	для нефтена- сыщенных пластов	для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин
≤1000	1	1,5
1001-2500	1,5	2,0
2501-4500	2,0	2,25
≥4501	2,5	2,7

К указанному в табл. 3.2 значению репрессии добавляется величина

∆ρ'=K_спо·К_а

где K_спо - коэффициент учитывающий колебания гидростатического давления при СПО, K_спо=0,5 при диаметре скважины D_c≤215,9 мм и K_спо=0,3 при D_c>215,9 мм.

Cуммарная репрессия на пласт

∆ρ_Σ= ∆ρ_min+∆ρ'        (3.2)

Величину ρ_б.р необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения

ρ_б.р=(ρ_пл+∆ρ_Σ)/gH     (3.3)

Давление циркулирующего бурового раствора не должно приводить к раскрытию трещин наиболее слабых пород и возникновению поглощения.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

Условие предупреждения гидроразрыва

(3.4)

где ρ_г.р - давление гидроразрыва (критическое давление бурового раствора в скважине, при котором возможен разрыв горной породы, или раскрытие трещин); ∆ρ_ож - ожидаемое повышение давления в скважине.

Рациональная плотность аэрированною бурового раствора вычисляется из уравнения

         (3.5)

где ρ_б.р - плотность исходного бурового раствора; h_ст - статический уровень в скважине.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлением.