5.4 Уточнение расчленения разреза пластового давления и давления

поглощения

При бурении нефтяных скважин применяют несколько принципиально различных типов циркуляционных агентов. Плотность большинства из них можно регулировать в широких пределах: от 900-1050 до 2200-2500 кг/м³. Таким образом, величина пластового давления и давления поглощения не ограничивает возможность применения таких промывочных жидкостей. Лишь газообразные циркуляционные агенты, вода, безглинистые полимерные и некоторые другие промывочные жидкости, для которых характерна невысокая плотность, имеют весьма ограниченную способность создавать противодавление на вскрытие скважиной пласты. Следовательно, пластовое давление может оказаться тем фактором, который ограничивает область применения таких циркуляционных агентов.

Уточнять расчленения разреза удобно по совмещенному графику изменения с глубиной коэффициента аномальности пластового давления и индекса давления поглощения.

Возможны случаи, когда индекс аномальности пластового давления увеличивается с глубиной до такой степени, что становится больше индекса давления поглощения для пород выше лежащих интервалов. Применение бурового раствора, создающего достаточное противодавление на пласты АВПД, привело бы в этих условиях к поглощению вышележащих интервалах. Несовместимость требований к плотности промывочной жидкости при таких обстоятельствах обуславливает необходимость выделения пород с резко различающимися давлениями в самостоятельные интервалы.

С учетом совмещенного графика давления получим:

Интервал залегания, м		Коэффициент аномальности
0	252	1,0
252	2400	1,0-1,03
2400	3500	1,07

В итоге получим 7 интервалов: 0-252, 252-300, 300-2400, 2400-3500.

5.5 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород

Повышенная температура отрицательно влияет на большинство промывочных жидкостей. Свойства некоторых буровых растворов, подвергающихся высокотемпературному нагреву, можно поддерживать лишь ценой существенного увеличения расхода химических реагентов. Ряд промывочных жидкостей полностью теряют способность выполнять свои технологические функции при достижения предельной для температуры. Забойная температура влияет на выбор типа и состава промывочной жидкости. Учитывать возможность влияния температуры нужно уже при расчленении геологического разреза на технологические интервалы.

Температурный предел экономически эффективного применения промывочной жидкости но водной основе зависит от термостойкости органических реагентов, входящих в состав бурового раствора. Предел эффективного применения обращенных эмульсионных растворов определяются термостойкостью эмульгаторов, обеспечивающих агрекативную устойчивость инвертной эмульсии.

Температура горных пород в пределах 100°С, при этой температуре возможно применение: промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой, хлоркальциевых глинистых растворов, растворов, обработанных нитролигнином и гетаном, обращенных растворов, стабилизированных эмульгаторов. То есть при пределе термостойкости 100°С применяются наиболее распространенные растворы.