Физика разрушения горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин

Рис. 44. Зависимость механической скорости проходки от свойств промывочной жидкости: а – плотности, б – содержания твердой фазы, в – показателя фильтрации, г – условной вязкости

Природа воздействия твердой фазы бурового раствора на эффективность разрушения горных пород связывается с ухудшением условий зарождения и распространения трещин, формирующих лунку выкола в горной породе забоя скважи

ны.

Следует отметить и следующие замеченные при бурении скважин факты:

▪ разные материалы, составляющие твердую фазу промывочной жидкости, по-разному влияют на показатели бурения скважин. Например, при увеличении содержания твердой фазы (барит, буровой шлам, глина) на 1 % величина Vм снижается на 2.6 %, 4.8 %, 6.7 %, соответственно (общее содержание твердой фазы 4 – 12 %). Эти цифры наглядно свидетельствуют о том, что в растворе необходимо иметь минимальную концентрацию глинистых частиц, тщательно контролировать их содержание очисткой, разбавлением раствора, заменой его свежеприготовленным;

▪ помимо концентрации твердой фазы на величину механической скорости оказывает влияние и дисперсность дисперсной фазы: с уменьшением дисперсности твердой фазы величина Vм становится меньше.

Влияние вязкости. Имеющиесяданные о влиянии вязкости на механическую скорость бурения не столь определенны, как в случае влияния плотности на величину Vм. В значительной степени это связано со сложностью использования этого понятия в бурении. У ньютоновских жидкостей величина коэффициента динамической вязкости остается постоянной при любой скорости сдвига. Но даже при использовании ньютоновской жидкости в качестве промывочной жидкости для оценки ее подвижности используется условная вязкость, характеризующая гидравлические сопротивления при истечении промывочной жидкости из прибора СПВ-5 или стакана Марша через короткую трубку. Величина же времени истечения лишь отдаленно несет информацию о величине коэффициента динамической вязкости жидкости. Следует помнить, что с уменьшением вязкости (условной, динамической, пластической) промывочной жидкости отмечается общий положительный эффект: снижаются энергетические затраты на циркуляцию, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.

Опыт бурения скважин показывает, что верхний предел условной вязкости, определяемой прибором СПВ-5, не должен превышать 30 с для промывочных жидкостей плотностью до 1,4 г/см3 и 45 с для промывочных жидкостей плотностью, превышающей 1,4 г/см3. Пластическая вязкость для этих же растворов не должна превышать 6 и 10 Па·с, соответственно.

Имеющиеся данные свидетельствуют о том, что с увеличением условной вязкости от 30 до 80 с механическая скорость бурения снижается на 30 %, а средняя проходка на долото – на 20 – 25 %; по данным ВНИИБТ с увеличением условной вязкости промывочной жидкости в среднем от (4 – 20) до (8 – 120) с механическая скорость бурения снижается на 20 – 40 %. Особенно заметно это в области повышенных плотностей промывочной жидкости (1,3 – 1,4) г/см3 .

Влияние пластической вязкости бурового раствора, являющейся значительно более строгой технологической характеристикой бурового раствора, чем условная вязкость, на эффективность работы долот изучено только в стендовых условиях при бурении горных пород шарошечными долотами малого диаметра и алмазными долотами. Установлено, что величина механической скорости при бурении шарошечными долотами уменьшается с ростом пластической вязкости, но при превышении вязкостью величины 40·10-3 Па·с влияние ее на Vм исчезает. Наибольшее влияние на уменьшение механической скорости вязкость оказывает при возрастании до значения 28·10-3 Па·с.

При стендовом бурении алмазными долотами установлена прямо-линейная зависимость между Vм и пластической вязкостью в диапазоне (5,0 – 30)·10-3 Па·с. Стендовые исследования показывают, что зависимость механической скорости от пластической вязкости одинакова при скоростях вращения долота 60 и 180 об/мин.

Влияние показателя фильтрации промывочной жидкости. Для улучшения разрушения горной породы на забое скважины целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации промывочной жидкости. Его влияние на механическую скорость бурения связывается с изменением гидродинамических процессов в разрушаемом на забое поверхностном слое горной породы. Имеющиеся практические данные (опыт бурения скважин на Днепровско-Донецкой впадине) показывают, что Vм растет при возрастании показателя фильтрации во всем диапазоне изменения плотности промывочной жидкости.

Для достижения больших значений Vм необходимо, чтобы начальная фильтрация промывочной жидкости в момент разрушения горной породы на забое была высокой для обеспечения скорого снижения угнетающего давления. При выборе величины показателя фильтрации следует руководствоваться правилом: скорость фильтрации промывочной жидкости должна резко снижаться с течением времени до нуля, обеспечивая при этом интегральную величину показателя фильтрации за 30 мин.

Увеличение показателя фильтрации приводит к снижению устойчивости горных пород стенки скважины из-за стимулирования развития сдвигового разрушения жидкостью.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Механический способ разрушения горных пород при бурении скважин к настоящему времени далеко себя не исчерпал. Его дальнейшее развитие связано как с совершенствованием бурового инструмента, повышением эффективности разрушения горной породы ударной нагрузкой, вдавливанием, сдвигом, применением новых износостойких материалов, так и с совершенствованием технологии бурения.

Повышение эффективности разрушения горных пород на забое скважины следует связывать со способностью инструмента усиливать естественное развитие остаточной деформации в горной породе под пятном контакта, с возможностью создания сдвиговой неустойчивости горных пород забоя скважины, с совершенствованием очистки забоя от разрушенной горной породы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Баклашов И.В., Картозия Б.А. Механика горных пород. – М.: Не-дра. – 1975.

2. Войтенко В.С. Управление давлением при бурении скважин. – М.: Недра. – 1986.

3. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении скважин: Справочное пособие / Под ред. А.Г.Ка-линина. – М.: Недра, 2000.

4. Евсеев В.Д. Разрушение горных пород при различных напряженных состояниях: Учебное пособие. – Томск: Ротапринт ТПУ. – 2000.

5. Крупенников Г.А., Филатов Н.А. Распределение напряжений в породных массивах. – М.: Недра. – 1972.

6. Мавлютов М. Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. – М.: Недра. – 1978.

7. Осипов П.Ф., Скрябин Г.Ф. Оптимизация режимов бурения гидромониторными шарошечными долотами. – Ярославль: Медиум-пресс. – 2001.

8. Основы бурения нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие / А.Г.Калинин, В.С. Литвиненко, А.И. Радин. – Санкт-Петербург: Гос. горный ин-т. – 1996.

 Скачать реферат