График совмещённых давлений

График совмещённых давлений совмещает в себе графики тех давлений (в зависимости от глубины), которые могут оказывать существенное влияние на процесс бурения скважины сквозь горные породы.

Основной движущей силой в горной породе является горное давление Р_Г, которое для произвольной точки в массиве горных пород (Рисунок 15) рассчитывается по известной формуле

Р_Г = ρ_Г.П. g H

где: Р_Г ‒ горное давление;

ρ_Г.П. ‒ средняя по глубине плотность горной породы;

g ‒ ускорение свободного падения;

Н ‒ глубина.

Часть этого Р_Г, за счёт некоторой сжимаемости горной породы от воздействия Р_Г, передаётся на пластовые флюиды, которые находятся в открытом поровом пространстве горной породы. В результате возникает пластовое давление Р_ПЛ, которое, после вскрытия пласта скважиной, может устроить на поверхности открытый неуправляемый нефтегазовый фонтан. Здесь нефтегазовый фонтан возникает за счёт того, что плотность осадочных горных пород приблизительно в 2,5 раза больше пластового флюида, в результате чего горная порода выдавливает его из себя, пока соответствующим образом работают упругие и пластические деформации горной породы, существующие из-за действия горного давления.

Рисунок 15. Исходная схема для определения давления

в заданной точке горной породы

Современная теория этого процесса ведёт своё начало с артезианских скважин, то есть, с фонтанирующих водой колодцев. Поэтому, в настоящее время считается, что если величина Р_ПЛ достаточна для того, чтобы выталкивать воду из скважины на поверхность, то это давление есть аномально высокое. Если уровень воды в скважине остаётся на уровне устья, ‒ то это значит, что пластовое давление является нормальным. А если уровень воды в скважине ниже уровня её устья, то тогда пластовое давление считают аномально низким.

Такое положение вещей определяют коэффициентом аномальности К_А по формуле:

где: ‒ давление столба воды на расчётной для К_А глубине.

где: ‒ плотность воды.

Таким образом, если у продуктивного пласта

К_А < 1, то его давление есть аномально низкое;

К_А = 1, то его давление есть нормальное

К_А > 1, то его давление есть аномально высокое.

По коэффициенту аномальности легко определить величину давления в пласте по формуле

Понятно, что все нефтяники мечтают о продуктивных пластах с аномально высокими пластовыми давлениями, чтобы нефть сама бы прыгала в карманы. Однако, если пробурить дырку до такого пласта, то возникнет неуправляемый фонтан.

Следует отметить, что в начале прошлого века метод добычи нефти посредством неуправляемого фонтана был основным. Например, в Азербайджане, под руководством основателя Нобелевской премии. Возможно, в честь результатов этого метода посёлок городского типа, в Каспийском море построенный на эстакадах, в 42 километрах к востоку от Апшеронского полуострова носит название «Нефтяные Камни». А в середине прошлого века в СССР даже появилась песня «Мечта геолога» с припевом:

Ох, братцы, искупаться в Черном море ‒ красота!
Да что там море, душ сойдет и ванна...
Но только у геолога заветная мечта:
Умыться черной нефтью,
Умыться теплой нефтью,
Умыться первой нефтью из фонтана...

Конечно, в настоящее время этот метод добычи назвали бы методом «экологической катастрофы». Но этот метод был очень дёшев, так как предусматривал, например, только обваловку вокруг земельного отвода и строительство котлована под накопление фонтанирующей нефти. Или строительство забора из эстакад с боковым брезентовым покрытием вокруг морского отвода. А уж из этого морского отвода нефть черпали в бочки и увозили на продажу или переработку. Нефтяные скважины тогда были неглубокие, давление в них было небольшое и нефтяные фонтаны были относительно безопасные, особенно в море, где легко было затушить случайно загоревшуюся нефть большим количеством воды.

Строительство таких скважин обеспечивало сравнительно дешёвое ударно-канатное и ударно-штанговое бурение.

В современных условиях, когда бурение стало глубоким и сверхглубоким, а экологические требования ужесточились, то уже вращательный способ с промывкой стал основным в нефтегазовом бурении, так как теоретически только он способен предотвращать неуправляемые нефтегазовые выбросы. При бурении с промывкой давление промывочной жидкости Р_П.Ж. создаёт противодавление на пластовое давление Р_ПЛ, и не позволяет пластовым флюидам поступать в скважину. Тем не менее, в истории глубокого бурения были случаи, когда противодавление оказывалось недостаточным, и на месте устья скважины возникали даже огненные гейзеры, высотой в десятки метров, иногда действующие годами. Поэтому буровики стараются увеличивать давление промывочной жидкости за счёт увеличения её плотности, в соответствии с общеизвестной формулой

Р_П.Ж. = ρ_П.Ж. g H

Для увеличения плотности в буровой раствор добавляют измельчённые в прах твёрдые вещества с большой плотностью. Например известняковый или баритовый порошок.

По правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБГНП от 2013г) давление в скважине Р_П.Ж. должно быть больше Р_ПЛ на глубине до 1200 м не менее чем на 10%, а на глубине более 1200 м ‒ не менее чем на 5%.

Однако, чрезмерное увеличение плотности может сыграть злую шутку. Давление в скважине Р_СКВ может стать таким большим, что стены скважины растрескаются, и промывочная жидкость устремится в растрескавшийся пласт горной породы. Такое явление получило название «гидроразрыв пласта», который сопровождается катастрофическим поглощением промывочной жидкости, которая, в результате, быстро на буровой заканчивается. Исключением являются реальные случаи, когда бурили на воде, качая её из естественных водоёмов.

Таким образом, для обеспечения нормального бурения, на всём протяжении открытого ствола скважины необходимо поддерживать такое давление промывочной жидкости, которое было бы больше пластового, но меньше давления гидроразрыва Р_ГР. То есть, Р_ПЛ и Р_ГР для Р_СКВ являются граничными условиями, что традиционно записывается в виде

Р_ПЛ < Р_СКВ < Р_ГР

Однако, величины Р_ПЛ и Р_ГР меняются в зависимости от глубины скважины. Поэтому, пределы давления в скважине, и, соответственно, пределы величины плотности промывочной жидкости тоже меняются.

Картину таких изменений при исследованиях процессов бурения в обязательном порядке изображают на графике совмещённых давлений, где и выбирают рабочее давление промывочной жидкости для безаварийного бурения.

Например, предположим, что нужно пробурить скважину, глубиной 4000 метров. Причём, на глубине до 1000 м К_А=1, на глубине от 1000 м до 2000 м К_А=1,1, на глубине от 2000 м до 3000 м К_А=1,2, на глубине от 3000 м до 4000 м К_А=1,3. Необходимо построить график совмещённых давлений.

Последовательность построения этого графика следующая. Сначала на нём рисуют график пластового давления. Причём, на каждом интервале бурения рассчитывают две точки, соответствующие пластовому давлению в кровле и в подошве пласта. А потом эти точки соединяют прямыми линиями. Здесь надо отметить, что на границе раздела пластов получится по две разных точки, в результате чего график приобретёт ступенчатый вид (Рисунок 16).

Затем, на рисунок наносят график давлений гидроразрывов пластов. Обычно этот график определяют по результатам промысловых испытаний на соседних скважинах или по различным полуэмпирическим методикам, учитывающим геологический состав пластов горной породы. Предположим, что в нашем случае мы имеем результаты промысловых испытаний и у нас получился соответствующий график (Рисунок 17).

Графики пластовых давлений и давлений гидроразрывов ограничивают поле рабочих давлений и соответствующих плотностей промывочной жидкости, которые можно создавать и поддерживать в скважине на конкретной глубине бурения. Однако, для того чтобы бурить, не меняя часто плотности бурового раствора, для этого выбирают интервалы бурения, совместимые по одинаковым условиям, ‒ по плотности промывочной жидкости и по гидродинамическим режимам, которые могут создать дополнительные перепады давления.

Но обычно определяют именно интервалы с одинаковыми плотностями промывочной жидкости. Производится это легко, графическим способом. При этом проводят прямые линии, проходящие через начало координат и не проходящие близко возле линий пластовых давлений и давлений гидроразрывов (Рисунок 18). В нашем случае видно, что можно выбрать два участка с совместимыми условиями бурения, ‒ от 0 до 3000 м и от 3000 м до 4000м.

Однако, график в таком виде не даёт наглядного представления о взаимном влиянии рабочей плотности буровых растворов, пластовых давлений и давлений гидроразрывов. С этой целью придумали график эквивалентов давлений. Имеется ввиду, что коэффициент аномальности К_А, плотность промывочной жидкости ρ_П.Ж. в г/см³ и градиенты давлений grad Р в МПа/100 м численно эквивалентны (Рисунок 19)

Рисунок 16. График пластовых давлений

Рисунок 17. График пластовых давлений и давлений гидроразрыва, ограничивающие рабочее поле скважинных давлений

Рисунок 18

Рисунок 19. График эквивалентов давлений

Конструкции скважин