Влияние термобарических условий в скважине на гидростатическое давление
При определении изменения плотности бурового раствора по стволу скважины необходимо знать характер изменения температуры. Для бурового раствора долгое время не циркулируемого в скважине, его температура сравнивается с температурой окружающих пород. В этом случае достаточно знать геотермальный градиент разбуриваемых пород. Для циркулирующего бурового раствора температура его в нижней части ствола будет ниже пластовой и зависит от большого числа факторов, таких как пластовая температура, глубины, геометрия ствола, скорость потока, температуры на устье и др.
Рис. 2.3. Изменение температуры бурового раствора при промывке с подачей насоса 19 л/с в зависимости от глубины (а) и температурного градиента на глубине 7500 м (б)
На рисунке 2.3,а показаны температурные профили для трех различных глубин 1500, 4600 и 7500 м. Температурный градиент (ТГ) пласта, принятый равный 4°С/100 м, показан пунктирной линией.
На рисунке 2.36 приведены температурные кривые для глубины 7500 м, стрелками показано направление циркуляции. Стелки направленные вниз, показывают, что буровой раствор в бурильной колонне холоднее, чем в затрубном пространстве (стрелки направлены вверх). Буровой раствор в скважине глубиной 1500 м почти не нагревается, поэтому можно принять, что влияние температуры на плотность бурового раствора на небольших глубинах почти не сказывается. Температура бурового раствора на больших глубинах сама по себе высокая и значительно меняется в зависимости от наличия или отсутствия циркуляции. Температура бурового раствора, например, на глубине 7500 м при циркуляции равна 221°С, а при длительном отсутствии циркуляции она поднимается до пластовой - +300°С.
Динамическую температуру для учета ее влияния на плотность можно рассчитать с достаточной точностью по формуле:
где Т0 - геостатическая температура на глубине промывки;
to - температура нейтрального слоя;
tycm - установившаяся температура бурового раствора на выходе из скважины.
На рисунках 2.4 - 2.7 приведены графики, построенные по результатам расчетов изменения плотности бурового раствора на водной основе и забойного давления для скважины глубиной 7500 м при различных температурных градиентах от 2 до 4°С/100 м. и при циркуляции с подачей насоса 19 и 9 л/с.
На рис 2.4.а Расчеты выполнены для бурового раствора на водной основе и плотности, замеренной на поверхности 1620 кг/м3 с содержанием твердой фазы - 23%. Отрицательная величина по оси плотности означает снижение величины плотности с глубиной. На глубине 7500 м при температурном градиенте 4°С/100 м плотность раствора уменьшилась на 150 кг/ м3 и стало равной 1510 кг/м3 (рис. 2.4, а). Гидростатическое давление при этом оказалось на 4,64 Мпа (рис. 2.4, б) меньше, чем оно оценивалось при замеренной на поверхности плотности. Если снизить скорость циркуляции или ее остановить, то температура раствора повысится, и это приведет к снижению плотности и давления.
Рис. 2.4. Изменение плотности а) и давления б) с глубиной скважины для бурового раствора на водной основе (р = 1620 кг/м3) в зависимости от температурного градиента при промывке
с подачей насоса 19 л/с
На рисунке 2.5 показан характер изменения плотности и гидростатического давления для двух температурных градиентов по разрезу скважины глубиною 7500 м. На глубине 7500 м при температурном градиенте 4°С/100 м давление столба бурового раствора при отсутствии циркуляции на 5,8 МПа меньше расчетного по общепринятой формуле; при скорости циркуляции 9 л/с оно меньше на 5,3 МПа, а при подаче 19 л/с всего на 4,6 МПа.
Рис. 2.5. Изменение плотности а) и давления б) с глубиной скважины для бурового раствора на водной основе (р = 1620 кг/м3) в зависимости от температурного градиента ТГ 0С/100 м при промывке с подачей насоса Q л/с.
В то же время, когда температурный градиент менее 2°С/100 м, влияние температуры практически полностью нивелируется давлением (см. рис. 2.5, б).
Результаты расчетов по изменению плотности и давления с глубиной для бурового раствора р =1620 кг/м3, но приготовленного на углеводородной основе (70% объемных дизтоплива, 7% воды и остальное твердая фаза), мало отличаются от тех, которые рассмотрены выше (см. рис. 2.6).
Рис. 2.6. Изменение плотности и давления с глубиной скважины для бурового раствора р = 1650 кг/м3 на углеводородной основе в зависимости от температурного градиента при промывке с подачей насоса 19 л/с.
Влияние конечной глубины скважины при промывке с подачей 19 л/с на величину плотности и гидростатического давления на рассматриваемых промежуточных глубинах показано на рисунке 2.7. Для скважины глубиной 7500 м при промывке на глубине 6000 м отмечается снижение гидростатического давления на 3,0 МПа. А если промывка ведется на глубине 6000 м, то снижение давления на этой глубине составит только 2,18 МПа.
Рис. 2.7. Изменение плотности и давления бурового раствора в зависимости от глубины при ТГ 0С/100 м и подачи насосов 19 л/с
Хуршудов В.А. и др. провели эксперименты на буровых растворах, плот- ность которых изменялась от 1171 до 1962 кг/м . В одной серии опытов давление изменялось от 0,1 до 50 МПа при постоянной температуре, а в другой - при постоянном давлении изменяли температуру от 20 до 205°С.
Результаты исследований представлены на рисунке 2.8. Кривая изменения относительной плотности p(t) = /о(^) / р_0 (здесь p(t) - плотность бурового раствора в зависимости от температуры).
Рис. 2.8. Изменение относительной плотности р (t) воды (I) и бурового раствора (II)
при постоянном давлении
- 1 -р=1 кг/м3, Р = 10 МПа; 2-р = 1408 кг/м3, Р = 0,1 МПа;
- 3 -р = 1488 кг/м3,/* = 10 МПа; 4-р = 1511 кг/м3, Р = 50 МПа;
- 5 -р = 1932 кг/м3, Р = 25 МПа; 6-р= 1185 кг/м3, Р = 5,0 МПа; 1-р= 1473 кг/м3, Р = 25 МПа; 8 -р = 1489 кг/м3, Р = 0,1 МПа; 9-р= 1910 кг/м3,/*=30 МПа; 10-р = 1962 кг/м3, Р = 35 МПа;
