Архив рубрики: РАЗРУШЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД

Рациональная отработка долот (по B.C. Федорову)

Добавить комментарий

Долота рационально отрабатывают в том случае, если бурят при опти­мальном сочетании параметров режима бурения и равномерной подаче, т.е.

бурЯТ При МИНИМаЛЬНЫХ ЗНачеНИЯХ  (Рдтах   ~   PAmin)/PAcp И  (Птах   —   UminJ/llcp;

продолжительность работы долот выбирают из расчета получения макси­мальной рейсовой скорости проходки или максимальной стойкости опор долота. Если хоть одно из этих условий не соблюдают, то нельзя считать, что долота отрабатывают рационально.

Опытами установлено, что если увеличивается какой-нибудь параметр режима бурения, а другие остаются постоянными или изменяются, не обеспечивая оптимального сочетания между параметрами, то темп углубле­ния скважины чаще всего снижается. А если и происходит некоторое уве­личение показателей бурения, то сравнительно небольшое. При таких ус­ловиях отработка долот не может быть рациональной.

Параметры режима бурения п, Рд и Q по-разному влияют на механи­ческую скорость проходки и износостойкость долота, следовательно, опти­мальное соотношение между ними отвечает наиболее высокой рейсовой скорости проходки, т.е. наивыгоднейшие значения п, Рд и Q определяются из системы уравнений

∂vp/∂n = 0;  ∂vp/∂Pä = 0;  ∂vp/∂Q = 0,                                                            (6.20)

если при этом будут выполнены соответствующие требования ко вторым производным.

В турбинном бурении часто рациональное соотношение между Рд, п и Q не соответствует оптимальному режиму работы турбобура. Нередко наи­более высокие показатели эффективности отработки долот получают при работе турбобура в области тормозных режимов.

Было установлено, что если в процессе бурения контролировать только осевую нагрузку, то частота вращения долота колеблется до 300 об/мин. Такие колебания п объясняются рядом причин, но главнейшая из них — неравномерность подачи долота (бурильной колонны).

Так как в турбинном бурении Q = const, частота вращения долота п = = ф(Рд), естественно, что при всяком изменении Рд
обязательно будет изме­няться и п, причем абсолютная величина колебания будет зависеть от ко­эффициента К (сброса на 0,01 мН нагрузки).

Опыты показали, что во всех случаях, когда долото подается неравно­мерно, происходят колебания п, в результате эффективность работы долота снижается на 15 —25 % и более.

Ориентируясь на рациональную отработку долот, нужно добиваться равномерной подачи бурильной колонны, чтобы колебания п
не превосхо­дили 50 — 80 об/мин.

Чтобы достичь равномерной подачи, следует применять регуляторы подачи долота. Но из-за неровностей на забое скважин и некоторого скольжения шарошек сопротивления, встречаемые долотом, постоянно из­меняются, а при этом изменяется и п. Турбинное бурение всегда ведется с некоторым колебанием  п, если даже при бурении Рд = const и Q = const.

Рациональная отработка долот невозможна, если нет критериев для определения времени, когда необходимо сменить долото.

Многолетний производственный опыт показывает, что у шарошечных долот наиболее изнашиваются два узла:  опоры и рабочая поверхность.

Применяемые долота делят на две группы: у одних 7} « Tz, у других 7} > > Tz, где Tf и Tz — износостойкость соответственно опор и рабочей поверх­ности долот. Очевидно, в зависимости от соотношения между 7} и Tz ме­тод определения продолжительности эффективной работы долота на забое должен быть различный.

Если 7} « Tz, то в процессе бурения еще задолго до наступления изно­са рабочей поверхности при высокой механической скорости проходки на­чинается расстройство опор долота: нарушается плавное качение роликов в большом подшипнике, наблюдается заклинивание роликов, прекращается качение шарошек, создаются значительные сопротивления вращению до­лота.

В роторном бурении периодами (в момент заклинивания шарошки) резко увеличивается мощность, требуемая на бурение.

В турбинном бурении при нарушении качения роликов в подшипнике долота приемистость турбобура к осевой нагрузке уменьшается. Турбобур начинает останавливаться при осевой нагрузке Рд, меньшей (иногда значи­тельно) первоначальной Рд нач. Если бурят при параметрах режима бурения, соответствующих области тормозных режимов работы турбобура, то ука­занное явление проявляется в более резкой форме.

Если начинают нарушаться плавность качения опорных элементов до­лота, заклиниваться шарошки, то может произойти авария с долотом. Заме­тив это, бурильщик должен прекратить бурение и поднять долото для его смены.

Если для разбуривания нефтяного или газового месторождения дли­тельное время применяют долота одного типа, то на основании статистиче­ских материалов для них можно установить время Т, в течение которого наступает расстройство опор; это будет рациональное время эффективной работы долота на забое Тр. После того как долото проработало на забое в течение времени Тр = Т, его необходимо поднять, если даже при этом со­храняется еще сравнительно высокая механическая скорость проходки.

Итак, если 7> « Tz, то Гр = 7>.

Если рабочая поверхность изнашивается быстрее опор (Tz < Tf или Tz я я Tf), то время эффективной работы долота на забое следует определять из условия износа ее рабочей поверхности. Многочисленные исследования показали, что при этом наиболее правильно Гр определять из условия мак­симума рейсовой скорости проходки vp.

Для определения vp можно применять приближенное выражение

^(6.21)

Исследуя функцию на максимум, получаем при dvp/dt6 = О

Рациональная отработка долот (по B.C. Федорову)dt6         Tp+tn+t^’

Так êàê dhPä/dtá = vì, òî
vì = vð.                                                                                                         (6.22)

Следовательно, с технической точки зрения долото на забое следует держать до тех пор, пока механическая скорость проходки, уменьшаясь, не станет равной рейсовой скорости проходки. Это и будет рациональное время эффективной работы долота на забое Гр.

В этом случае при определении времени подъема долота можно руко­водствоваться механической скоростью проходки. Долото нужно поднимать после того, как механическая скорость проходки, уменьшаясь с течением времени, достигнет значения

vì = k0vìñð,

где vM cp — средняя механическая скорость проходки, м/ч; к0 — коэффици­ент, определяемый опытным путем.

Значение к0 зависит от соотношения между t6 и tcn + tn и удовлетворя­ет óñëîâèþ 0 < k0 < I.

После сработки долота (или по иным причинам) колонну бурильных труб приподнимают на несколько метров и промывают до тех пор, пока плотности бурового раствора, закачиваемого в скважину и из нее выходя­щего, не сравняются. В это время подготовляют для спуска в скважину но­вое долото и проверяют состояние оборудования и спускоподъемного ин­струмента. Затем поднимают инструмент из скважины.

Влияние различных факторов на процесс бурения

Добавить комментарий

Буровые долота выбирают в зависимости от физико-механических свойств горных пород, глубины их залегания и способа бурения. Приме­няют шарошечные, лопастные, фрезерные, дробящие, алмазные долота и долота ИСМ различных типов и размеров для сплошного бурения и буре­ния кольцевым забоем. Для мягких пород рекомендуются долота режуще-скалывающего типа. Для разрушения абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород предназначены долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, рас­положенными на шарошках, вращающихся вокруг своей оси и оси долота. Одновременно с дробящим действием зубья или штыри шарошек при про­скальзывании по забою скалывают породу.

Для разбуривания пород, перемежающихся по твердости и абразивно-сти, используют долота истирающе-режущего действия, разрушающие по­роду твердосплавными штырями, расположенными в торцевой части долота или в кромках его лопастей. Алмазные долота рекомендуется применять для разбуривания пород твердых и средней твердости. Наибольший удель­ный вес в отечественной и зарубежной практике бурения имеют трехша-рошечные долота различных типов и размеров.

Для увеличения скорости бурения большое значение приобретает уг­лубление и расширение теоретических и экспериментальных исследований механики разрушения горных пород и режима бурения скважин, так как частичная модернизация шарошечных долот и технологии бурения уже не обеспечивает существенного роста основных технико-экономических пока­зателей буровых работ.

Режим бурения. По B.C. Федорову, под режимом бурения понимают определенное сочетание факторов, влияющих на показатели бурения. Эти факторы называются параметрами режима бурения.

К числу важнейших параметров относятся: осевая нагрузка на долото Рд; частота вращения долота (или ротора) п; количество (расход) циркули­рующего бурового раствора; качество циркулирующего бурового раствора, подаваемого на забой (фильтрация Ф, статическое напряжение сдвига 0, вязкость г|, плотность р).

Соотношения между параметрами режима подбирают таким образом, чтобы получить наиболее высокие количественные показатели при требуе­мых качественных и возможно более низкую себестоимость 1 м
проходки.

Обобщенным количественным показателем механического бурения, зависящим от параметров режима бурения, является рейсовая скорость проходки vp.

Сочетание параметров режима бурения, при котором получают наибо­лее высокую рейсовую скорость проходки vp и требуемые качественные показатели бурения, при данной технической вооруженности буровой на­зывается оптимальным режимом бурения.

В практике бурения встречаются случаи, когда необходимо подбирать параметры режима бурения для решения специальных задач — обеспечить качественные показатели. Количественные показатели бурения в этом слу­чае второстепенные. Такие режимы бурения называются специальными. К ним относятся режимы бурения, применяемые в неблагоприятных геологи­ческих условиях, а также режимы бурения, используемые при изменении

направления оси ствола скважины (бурение наклонных и горизонтальных скважин) и при отборе кернов. Однако качественное формирование ствола всегда должно быть определяющим.

Механическое разрушение горных пород (углубление) при бурении долотом имеет сложный характер. По количественным показателям углуб­ления нельзя судить о влиянии того или иного параметра на эффект раз­рушения горных пород: их действие всегда комплексное.

Наиболее эффективное углубление скважины возможно только в том случае, если забой полностью очищается от шлама; в противном случае вы­буренная порода оказывает дополнительное сопротивление работе долота, вследствие чего механическая скорость проходки и проходка на долото ниже расчетных величин. Опыт показывает, что технико-экономические показатели проходки скважин в значительной мере зависят от режима промывки и технологических свойств (качества) бурового раствора. Функ­ции буровых растворов многочисленные, однако одними из главных явля­ются те, которые определяют высокие скорости проходки. Если рассматри­вать только скорость проходки и не принимать во внимание поведение ствола скважины (обвалы, осыпи, поглощения раствора и т.д.), то для дос­тижения максимальных показателей работы долот предпочтительней ис­пользовать в качестве промывочного агента маловязкие легкие системы. По степени ухудшения работы породоразрушающего инструмента используе­мые в мировой практике буровые растворы располагаются в следующем порядке: тяжелый (высокоплотный) высоковязкий буровой глинистый рас­твор, легкий маловязкий буровой глинистый раствор, эмульсия, буровой раствор на нефтяной основе, вода, вода с ПАВ, аэрированная жидкость, воздух (газ).

Основные факторы, влияющие на технико-экономические показатели бурения, — компонентный состав, плотность, вязкость, показатель фильт­рации и другие параметры бурового раствора. Убедительные данные по увеличению скорости бурения при снижении плотности бурового раствора получены на скважинах ряда площадей Краснодарского края. Установлено, что по значимости наиболее существенными факторами, влияющими на показатели работы долот, являются в первую очередь плотность, затем вяз­кость и, наконец, фильтрация.

С ростом концентрации твердой фазы в буровом растворе механиче­ская скорость проходки и проходка на долото уменьшаются.

Совершенствование технологии промывки скважин должно идти в первую очередь по пути снижения плотности бурового раствора и содер­жания в нем твердой фазы, что существенно упрощает регулирование вяз­кости, фильтрации и других параметров раствора.

Влияние плотности бурового раствора на процесс бурения и формиро­вания ствола многогранно. Ее увеличение приводит к улучшению очистки забоя и ствола скважины от шлама вследствие действия архимедовой силы, к росту динамической фильтрации на забое за счет повышения положи­тельного дифференциального давления у забоя и к стабилизации стенок ствола в результате сближения гидростатического давления в скважине и горного давления массива пород. Все это способствует росту технико-экономических показателей бурения.

Но с увеличением плотности раствора возрастает давление на забой скважины, что приводит к дополнительному уплотнению породы и ухудше­нию условий отрыва частицы от забоя потоком раствора. На разрушение

образующейся на забое толстой глинистой корки затрачивается энергия, при этом усиливается поглощение раствора вскрытым разрезом и продук­тивными пластами. Мировой опыт бурения скважин свидетельствует о том, что положительное влияние повышения плотности раствора неизмеримо меньше, чем отрицательное, поэтому, если позволяют геологические усло­вия, следует бурить с использованием раствора меньшей плотности, даже если при этом необходимо усложнять технологический процесс промывки и применять более сложное оборудование. Скорость проходки при этом неизменно возрастает.

Роль фильтрации по сравнению с плотностью и содержанием твердой фазы незначительна. Среднестатистические данные показывают, что в во-доглинистых системах с увеличением содержания нефти до 10 % скорость проходки растет. Дальнейшее повышение ее концентрации приводит к об­ратному эффекту. Эти качественные зависимости показывают лишь тен­денцию изменения параметров бурения при изменении основных техноло­гических свойств бурового раствора.

Роль фильтрации раствора в процессе углубления скважины также не­однозначна. С увеличением фильтрации на забое облегчаются условия ска­лывания и отрыва частицы долотом в результате действия расклинивающих сил проникающего фильтрата и выравнивания давления вокруг скалывае­мой частицы; но при увеличении фильтрации уменьшается устойчивость ствола, на забое и на стенке образуются толстые глинистые корки. Разуме­ется, величина фильтрации определяется конкретными условиями. Но вполне очевидно, что фильтрация на некоторое время (принято 30 мин) должна быть минимальной для повышения устойчивости стенки скважины, а мгновенная фильтрация (5—10 с) должна быть максимальной (прибли­жающейся по величине к фильтрации за 30 мин) для улучшения условий бурения.

Вязкость раствора влияет на скорость проходки однозначно. Роль вяз­кости бурового раствора наиболее заметна, особенно в диапазоне 15 — 35 с (по прибору ПВ-5). При бурении стремятся снижать вязкость раствора. Это связано с желанием получать на долоте максимальную гидравлическую мощность при высокой скорости истечения раствора из насадок долота. При правильно выбранном режиме промывки скважины вязкость в про­цессе транспортирования шлама играет подчиненную роль.

Таким образом, при оптимальном соотношении показателей буровых растворов скорость проходки может быть существенно повышена.

Технологические параметры промывки, скорость и режим течения бу­рового раствора определяют интенсивность размыва забоя потоком, диф­ференциальное давление на забое, смыв разрушенной породы с забоя, транспортирование шлама от забоя к устью скважины и т.д. Очевидно, что с увеличением расхода бурового раствора повышается интенсивность разрушения забоя, а скорость проходки возрастает. Но при этом возникают и отрицательные эффекты: дифференциальное давление на забой повышается, увеличивается скорость размыва стенки скважины и т.д. Механическую скорость проходки определяют следующие основные показатели промывки: гидравлическая мощность, срабатываемая на долоте, скорость истечения раствора из насадок долота и дифференциальное давление на забое скважины.

Реализация гидромониторного эффекта струй, выходящих из насадок долота с высокой скоростью, позволяет увеличить скорость бурения и про-

ходку на долото в мягких породах в 2 — 3 раза. В твердых сланцах гидромо­ниторный эффект при скоростях истечения струи 50 — 80 м/с позволяет увеличить скорость проходки и проходку на долото в 1,5 раза.

При больших глубинах энергетические затраты на промывку скважи­ны более ощутимы, чем выигрыш от гидромониторного эффекта долот.

Дифференциальное давление на забой — комплексный фактор, интег­рирующий плотность и вязкость бурового раствора, режим циркуляции, соотношение геометрических размеров ствола и бурильного инструмента и т.д. Независимо от первопричины его увеличение всегда сопровождается ухудшением показателей работы долот. Установлено, что при прочих рав­ных условиях механическая скорость проходки увеличивается с уменьше­нием дифференциального давления на забой.

Обобщив результаты практических наблюдений в России, СНГ, США, Канаде, Иране и других странах, получили качественную зависимость ме­ханической скорости проходки от дифференциального давления на забое скважины.

На темп углубления существенно влияют плотность бурового раствора и содержание в нем твердой фазы. Механическая скорость проходки резко снижается при увеличении плотности раствора от 1,0 до 1,5 г/см3, когда роль выбуренной породы существенна по сравнению с таким утяжелите­лем, как барит. Концентрация твердой фазы в этом диапазоне плотностей достигает 15 — 25 %.

Анализ зарубежных материалов показал, что при бурении скважин в Южной Луизиане (США) уменьшение дифференциального давления с 7 МПа до 0 привело к росту механической скорости проходки на 70 %. Ус­тановлено, что влияние перепада давления на механическую скорость про­ходки более заметно проявляется при росте осевой нагрузки на долото. Чувствительность механической скорости проходки к дифференциальному перепаду давления на забое возрастает с увеличением осевой нагрузки на долото. При отрицательном дифференциальном перепаде, т.е. когда пласто­вое давление превышает давление циркулирующего на забое скважины бурового раствора, скорость проходки продолжает увеличиваться, часто в возрастающем темпе.

Механическая скорость проходки при соответствующих осевой на­грузке и частоте вращения долота растет пропорционально гидравлической мощности, срабатываемой на долоте, и скорости истечения раствора из насадок долота. Чем большая часть давления затрачивается на долоте, чем выше скорость струи, лучше очистка забоя и больше гидромониторный эффект.

Частота вращения долота оказывает различное влияние на показатели бурения. Так, при бурении шарошечными долотами увеличение п
ведет к соответствующему (пропорциональному) росту числа поражений за­боя зубцами шарошек, скорости удара зубцов о породу, динамической составляющей (ударной) нагрузки на долото. Все это повышает эффект разрушения породы долотом, вызывает рост механической скорости проходки. Вместе с тем эти факторы резко сокращают долговечность до­лота.

При увеличении п уменьшается продолжительность х контакта зубцов шарошек с породой (пит — обратно пропорциональные величины). Это снижает эффект разрушения породы, а следовательно, и механическую скорость проходки.  При бурении в результате действия перечисленных

факторов, обусловливаемых изменением п, получается очень сложная за­висимость между п
и vM.

B.C. Федоров, В.Ф. Дудин и Ф.Д. Зенков, рассматривая погружение рабочих элементов долота в породу как движение твердого тела в сопро­тивляющейся среде, установили, что углубление долота за один оборот в зависимости от частоты вращения можно выразить в следующем виде:

6 = À(1 — å–B/n).                                                                                                                          (6.11)

Механическую скорость проходки можно выразить формулой
vì= À(1 — å-B/n)n,                                                                                                                   (6.12)

где А = 55-10-1PA; В = 0,09 (Рд
— удельная нагрузка на долото, Н/м).

Графическое изображение зависимости vM = f(n) свидетельствует о наличии критического значения п, при котором vM = vM max. Для мрамора Икр = 100 об/мин. С увеличением твердости и хрупкости породы пкр
воз­растает.

Значение п™ выше при больших нагрузках на долото.

Далее критическую частоту вращения долота будем обозначать сле­дующим образом: для механической скорости проходки — nVm , рейсо­вой скорости —  Лр   и проходки на долото — Л.

Формула (6.12) соответствует бурению с объемным разрушением по­роды.

При бурении турбобуром в мягких глинистых породах частоты враще­ния должны быть понижены. В хрупких и пластично-хрупких породах скорость vM проходки — возрастающая функция даже при увеличении п
> > 800 îá/ìèí.

Уменьшение углубления за один оборот 8П с ростом п обусловливается тем, что с увеличением п
уменьшается продолжительность х контакта зуб­цов шарошки с породой.

Связь между пит выражается (в с) в виде

 ,                                                                                                                                 (6.13)

nz

где dm/D — отношение диаметров шарошки и долота; п — число зубцов на наибольшем венце шарошки.

Из соотношения (6.13) следует, что х зависит не только от п, но и от диаметров долота и шарошек.

Очевидно, при прочих равных условиях, чем больше z (меньше шаг), тем меньше rVm , и наоборот, чем меньше dm/D, тем выше rVm . Следова­тельно, nv   зависит и от размеров долота.

Описанная зависимость vM =f{n) (6.12) относится к случаям объемного разрушения породы. Если бурят при сравнительно малых осевых нагрузках на долото, то при взаимодействии долота с породой наблюдается разруше­ние последней истиранием (поверхностное разрушение). В этом случае §п = §о =
const, а следовательно, vM = п8о.

А.А. Минин и А.А. Погарский проводили исследования по разбурива-нию разных пород на специальном стенде при частоте вращения долота до 4500 об/мин. Максимальная механическая скорость проходки при этом не превышала 48 м/ч. Следовательно, среднее углубление долота за один обо­рот составляло не более 0,2 мм. При таком темпе углубления долота проис­ходило разрушение породы истиранием.

Опыты показали, что при разбуривании цементного камня, известняка и мрамора с увеличением п трехшарошечных долот от 500 до 4500 об/мин механическая скорость проходки увеличивается пропорционально росту п. При бурении в граните прямолинейная зависимость сохраняется при изменении п от 500 до 2500 об/мин. С увеличением п выше 2000 — 2500 об/мин механическая скорость проходки возрастает несколько мед­леннее роста п. Следовательно, для тех пределов, в которых на практике изменяется п, зависимость (6.12) хорошо подтверждается опытами.

В процессе бурения механическая скорость проходки уменьшается при условии, что процесс ведется при р = const и п
= const. В этом случае снижение механической скорости проходки обусловливается только изно­сом зубцов.

Относительное уменьшение механической скорости проходки проис­ходит пропорционально времени и обратно пропорционально коэффициен­ту износа, т.е.

dvì/vì = — dtâ.á/θt′.

Интегрируя это уравнение, получаем
vM=vMoe-(6/e<.                                                                                                                                       (6.14)

Проходка на долото за время t6 выражается формулой

Лр0 = )vMdt
= vMoe((l-e-(s/e<),                                                                                                        (6.15)

о

где 0( — коэффициент износа, представляющий собой логарифмический декремент убывания механической скорости проходки, равный времени, в течение которого vM уменьшается в е раз (е — основание натурального ло­гарифма).

Опытные данные А.А. Минина и А.А. Погарского показали, что 1/0( изменяется приблизительно пропорционально изменению нагрузки на до­лото; с изменением частоты вращения величина 1/0(
увеличивается быст­рее, чем растет п, особенно при больших его значениях.

Данные свидетельствуют о том, что и для проходки на долото сущест­вует критическое значение для п, и притом оно будет меньше, чем для ме­ханической скорости проходки.

Рейсовая скорость проходки

vM 9((1-е"(б/е’)

vð=    ì0 t,                                                                                                                     (6.16)

‘б

где t6 — время бурения; tn — время, необходимое на проработку и расши­рение ствола скважины; tcn — время на спуск и подъем бурильной колонны и смену долота.

Для vp также существует критическое значение п; численно оно мень­ше соответствующего значения для vM и больше, чем для Л.

Итак, п„   > д,   > nh.

Осевая нагрузка на долото. При прочих равных условиях в зависимо­сти от Рд может происходить разрушение породы либо поверхностное, ли­бо объемное.

Объемное разрушение может наблюдаться после однократного воз­действия на нее зубцов шарошек или после многих воздействий. Первые наиболее полные исследования и обобщения провел B.C. Федоров.

Влияние осевой нагрузки Рд на показатели бурения очень велико. Опытами установлено, что зависимость vM = /(Рд) весьма сложная.

Это обусловливается рядом обстоятельств, однако главнейшие из них — циклический характер разрушения породы, наличие шлама, покры­вающего неровную поверхность забоя скважины, ограниченная высота рабочих элементов долот.

Наличие шлама ведет не только к снижению механической скорости проходки, но и к тому, что vM как функция Рд достигает максимума при меньших значениях Рд.

Итак, чем больше шлама на забое, тем раньше наступает максимум vM как функции Рд
и тем меньше величина этого максимума.

При высокой частоте вращения долота максимум для vM = f(PA) насту­пает при больших Рд, чем при более низком значении п. Отрицательное влияние шлама на vM при более высоком значении п больше, чем при более низком.

Осевая нагрузка, при которой vM достигает максимума, называется критической Р,ф. Иногда с ростом осевой нагрузки на долото механическая скорость проходки не увеличивалась, а значительно снижалась. Все это от­носится к тем случаям, когда к моменту увеличения Рд бурили при Рд > Р,ф.

Долговечность шарошечных долот изменяется обратно пропорцио­нально Рд
в некоторой степени Y я 0,40+0,45. Вероятно, показатель степени зависит от погружения зубцов шарошки. Когда зубцы не погружены в по­роду, Рд больше влияет на разрушение долота, чем при погружении зубцов в породу.

С увеличением Рд
растут vM и Л. Следовательно, сокращается время собственно на бурение скважины и спускоподъемные операции (в резуль­тате уменьшения числа этих операций, числа смен долота). С ростом Рд увеличивается и рейсовая скорость проходки vp.

При увеличении п механическая скорость возрастает, но проходка на долото уменьшается. Следовательно, в этом случае общая продолжитель­ность спускоподъемных операций растет.

Для проходки на долото и рейсовой скорости проходки vp также име­ются критические значения осевой нагрузки Рд, которые обозначим соот­ветственно Рдг и Рдй. Между этими критическими значениями существуют соотношения

Рл„   > Рл„ , Рл„   > Pnh   и Рл„  > Pnh.

Avm            Avp           Avm            A"                 A^p             An

Соотношения между параметрами режима бурения, обусловливаемые особенностями разрушения пород при бурении (по В.С. Федорову). Экс­периментально доказано, что как для частоты вращения долота, так и для осевой нагрузки Рд на него при использовании долот существуют критиче­ские значения, превышение которых ведет к снижению показателей бу­рения.

С ростом п критическое значение Рд„м также несколько увеличивает­ся. На величину РДГм особенно большое влияние оказывает степень очист­ки забоя. С повышением Q величина Рд„м
возрастает. С увеличением плот­ности промывочной жидкости рп
сопротивляемость горных пород возраста-

ет, вследствие чего осевую нагрузку на долото Рд необходимо увеличивать. С ростом п обязательно повышается Рд.

Если осевая нагрузка на долото выше той, при которой возможно только поверхностное разрушение породы, но не выше критической вели­чины, частота вращения долота также не превышает критического значе­ния, а количество промывочной жидкости достаточно для удовлетворитель­ной очистки забоя от выбуренной породы, то, как показывают опытные данные, между средними механическими скоростями проходки vMi и vm2, с одной стороны, и соответствующими им значениями PAi, щ
и Рд2, п2, с дру­гой, существуют соотношения

(6.17)

где х, у — показатели степени.

Между продолжительностью эффективной работы долота на забое t\ и t2 и теми же значениями PAi, щ
и Рд2, п2 установлены соотношения

t1 = i^Jk.                                                                                                                                           (6.18)

Зависимость (6.17) дает вполне удовлетворительные результаты, когда п не превышает в глинистых породах 300 — 350 об/мин, в песках и рых­лых песчаниках 450 — 500 об/мин, в крепких скальных породах 750 — 800 об/мин. При бурении в крепких скальных породах при п > 840 об/мин механическая скорость проходки продолжает увеличиваться с ростом п, но при ýòîì х я 0,45.

Выражение (6.18) в основном проверено до п = 500 об/мин. В этом диапазоне щ
я 0,5÷0,8, à х = 0,7.

Значение показателей степени при Рд колеблется в пределах от 1,1 до 1,5; ÷àùå y = 1,1, à y1 = 0,40÷0,45.

Если диапазон изменения п и Рд
сравнительно невелик, то можно пользоваться формулой

 (6.19)

В зарубежной нефтегазовой промышленности нет единых твердо ус­тановленных и обоснованных параметров режима бурения, которые реко­мендовались бы для разбуривания пород с различными механическими свойствами. Для каждого района имеются параметры режима бурения, ко­торые считаются наилучшими.

Большинство фирм, как тех, которые ведут бурение на промыслах, так и тех, которые выпускают долота, рекомендуют бурить при высоких на­грузках из расчета 1— Зт
на 1" диаметра долота, при больших количествах бурового раствора, обеспечивающих скорость восходящего потока в коль­цевом пространстве 0,7 — 1,2 м/с, при относительно малых скоростях вра­щения ротора (долота) — в пределах от 150 до 200 об/мин (но не выше 300 îá/ìèí).

С увеличением размера долота осевую нагрузку увеличивают пример­но пропорционально диаметру долота. При бурении в крепких породах применяют более высокие нагрузки на долото, чем в мягких породах.

РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ

Добавить комментарий

Углубление (механическое бурение) — это результат разрушения гор­ных пород долотом, вращающимся с определенной скоростью и находя­щимся под некоторой нагрузкой при постоянном очищении забоя скважи­ны от выбуренной породы буровым раствором определенного качества, движущимся с некоторой заданной скоростью.

Об эффективности бурения обычно судят по скорости проходки сква­жины и стоимости метра проходки. Для оценки отдельных видов работы, связанных с проходкой скважины, введены понятия о механической, рей­совой, технической, коммерческой и полной скоростях бурения. Ниже да­ется взаимная связь между этими скоростями.

Примем следующие обозначения:

vcp — средняя механическая скорость бурения, м/ч;

vp — рейсовая скорость бурения, м/ч;

vT — техническая скорость бурения, м/ч или м/станко-месяц;

vK — коммерческая скорость бурения, м/станко-месяц;

vn — полная скорость бурения, м/станко-месяц;

Гб — продолжительность бурения скважины, включая расширку и проработку tm ч;

Гсп — продолжительность спускоподъемных работ, связанных со сме­ной долот, включая и время на наращивание инструмента, ч;

Тосв — продолжительность всех производительных работ, кроме преду­смотренных Гб
и Го,, ч;

Гп — продолжительность непроизводительного времени (остановки, ликвидация аварий и т.д.), ч;

Гв — продолжительность строительства вышки и монтажных работ, ч;

L — глубина скважины, м.

Тогда

vñð = L/Tá;                                                                                                                                           (6.2)

vð = vñð/(1 + Tñï/Tá);                                                                                                                 (6.3)

vò = , ,_ vñ ð     ;                                                                                                                            (6.4)

vê = ci+r  +rcp+r
/т  ,                                                                                                                     (6.5)

vï= v ñð————— ,                                                                                                       (6.6)

ФНТСП+ТОСН+ТП+ТВ/Т6)]

где с — переводный коэффициент времени (с часов на месяцы).

Указанные  соотношения  можно  представить  и  несколько  иначе,  а именно:

vð=      L;                                                                                                                                    (6.7)

vò = v ð;                                                                                                                     (6.8)

[1/()]

vê = v ò;                                                                                                               (6.9)

с[1+Гн/(Г6+Гсп+Госн)]

vn=                     Ь                      .                                                                                                     (6.10)

с[1+Гв/(Г6+Гсп+Госн+Гн)]

Из приведенных формул видно, что vp, vT и vK зависят от vcp, кроме то­го, из перечисленных скоростей каждая последующая зависит от преды­дущей.

С ростом vK соответственно увеличивается vp и vK, что согласуется с выводами, вытекающими из формул (6.2) —(6.5).

Многочисленными исследованиями установлено, что vcp, vp, vT и vK уменьшаются с увеличением глубины L скважины, а стоимость метра про­ходки при всех способах бурения является возрастающей функцией глуби­ны скважины.

С ростом vK, как правило, резко уменьшается удельный расход элек­троэнергии в бурении, уменьшается расход материалов, используемых при бурении. Представляет несомненный интерес выявление факторов, влияющих на скорость бурения; установление влияния каждого из факто­ров в отдельности и в совокупности; установление природы падения скоро­сти бурения в связи с углублением скважины; изыскание путей для уменьшения темпа снижения скорости бурения в связи с ростом глубины скважины.

На темп углубления скважины решающее влияние оказывают три группы факторов (по B.C. Федорову):

1.  Группа природных факторов (механические свойства пород, условия
их  залегания,   природа  вещества,   заполняющего  поровые  пространства,
и äð.).

2.   Технико-технологические   факторы   (способ   разрушения   породы,
конструктивные особенности и долговечность разрушающих инструментов,
метод удаления с забоя скважины выбуренной породы, совершенство и
мощность бурового оборудования и т.д.).

3.  Деловая квалификация работников буровой бригады. Значительно
влияют на скорость бурения организация работ в смене, сработанность ра­
бочих в смене, их деловая квалификация.

ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА ПРОМЫВКИ НА СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ

Добавить комментарий

Одна из главных функций циркулирующего бурового раствора — очи­стка забоя и ствола скважины от обломков породы. От эффективности вы­полнения этой функции в значительной мере зависит скорость проходки скважины. Однако в ряде случаев гораздо больше на скорость бурения влияет другой фактор циркуляции — гидромониторный эффект размыва забоя: с увеличением скорости истечения бурового раствора из насадок долота скорость бурения увеличивается.

Скорость и режим циркуляции бурового раствора определяют интен­сивность размыва забоя потоком, значение дифференциального давления на забое, качество очистки забоя и ствола от разрушенной породы, степень размыва скважины, энергетические затраты на циркуляцию, т.е. то, что прямо влияет на скорость бурения скважин.

С повышением производительности промывки будет интенсифициро­ваться размыв породы на забое, улучшаться удаление шлама с забоя, при этом скорость бурения должна увеличиваться. Однако возникают и отри­цательные моменты: повышается дифференциальное давление на забое за счет увеличения потерь напора в кольцевом пространстве и давления па­дающей на забой струи бурового раствора, интенсифицируется процесс размыва стенок ствола скважины восходящим потоком, растут энергетиче­ские затраты на циркуляцию, могут возникнуть поглощения бурового рас­твора.

Таким образом, при выборе гидравлической программы промывки скважины для каждого конкретного случая должно быть принято компро­миссное решение, позволяющее достичь высоких скоростей бурения при минимальных затратах на процесс бурения. При этом скорость и направ­ление истечения бурового раствора из насадок долота, режим циркуляции под долотом в кольцевом пространстве скважины, дифференциальное гид­родинамическое давление на забое — основные показатели промывки, влияющие на эффективность процесса бурения.

Все показатели промывки определяются прежде всего значением по­дачи буровых насосов и настолько тесно взаимосвязаны, что зачастую их роли трудно разделить.

Производительность циркуляции бурового раствора — комплексный показатель промывки скважин. С ростом этого значения улучшается очи­стка забоя, а следовательно, повышается эффективность работы долота. В то же время увеличиваются потери давления в кольцевом пространстве и растет гидродинамическое давление на забое, создаются неблагоприятные условия для отхода сколотой долотом частицы от забоя, КПД долота сни­жается, вследствие чего уменьшаются механическая скорость проходки и проходка на долото.

B.C.  Федоровым установлено, что существует определенный предел

технологически необходимого расхода промывочной жидкости, дальнейшее увеличение которого нерационально. Этот предел диктуется, в первую оче­редь, необходимостью обеспечения эффективной очистки забоя от шлама. Его находят опытным путем.

При изучении влияния плотности бурового раствора на показатели ра­боты долота установлено, что в разных условиях бурения оно количествен­но разное и зависит также от глубины скважины, типа пород, порового давления и т.д. Лучше всего проходка на долото и механическая скорость проходки коррелируются с дифференциальным статическим давлением (с разностью между гидростатическим и внутрипоровым давлениями). Чем меньше эта разность, тем эффективней порода разрушается долотом. Оче­видно, дифференциальное давление на забое является комплексным пара­метром, который значительно влияет на характер взаимодействия долота с породой на забое.

С увеличением производительности циркуляции бурового раствора растут гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины и в связи с этим повышается гидродинамическое давление на забой. Особенно это заметно при переходе от ламинарного режима течения к турбулентно­му. Потери давления в кольцевом пространстве скважины могут при этом измениться на единицы и даже десятки атмосфер. Эти значения иногда малы по сравнению с гидростатическим давлением столба бурового рас­твора, однако и они могут оказать решающее влияние, особенно тогда, ко­гда гидростатическое и пластовое (внутрипоровое) давления близки по зна­чению, что характерно для современной технологии бурения скважин.

Таким образом, отрицательным последствием интенсификации про­мывки скважины может стать увеличение дифференциального давления на забое скважины и, как следствие, ухудшение условий разрушения породы на забое скважины.

Один из основных факторов, влияющих на эффективность работы по-родоразрушающего инструмента на забое скважины, — качество очистки забоя от обломков породы циркулирующим буровым раствором (под каче­ством очистки забоя будем понимать скорость смыва и количество смываемых частиц шлама. Как правило, бурение (особенно турбинное) осуществляется в условиях несовершенной очистки забоя скважины. Из-за зашламленности забоя зубья породоразрушающего инструмента не имеют непосредственного контакта с поверхностью разрушаемой породы; осевая нагрузка со стороны долота воспринимается не только забоем, но и шламо­вой подушкой. Эффективность внедрения зуба долота в забой скважины существенно ухудшается, скорость проходки уменьшается.

Выполненные в Уфимском нефтяном институте исследования показа­ли, что даже тонкий слой шлама на поверхности мрамора на 30 — 40 % снижает передаваемое на мрамор усилие со стороны вдавливаемого пуансона (зуба).

Лабораторными исследованиями, выполненными фирмой «Эссо Про-дакшн» с помощью микродолот, установлено, что механическая скорость проходки наилучшим образом коррелируется с функцией числа Рейнольд-са. Последующие промысловые исследования, выполненные фирмой «Им-периэл Ойл» в Канаде, подтвердили характер этой зависимости.

Считается, что причиной тесной корреляции между механической скоростью проходки и числом Рейнольдса потока бурового раствора под долотом служит то, что число Рейнольдса является показателем толщины

пограничного слоя бурового раствора у забоя. А сам пограничный слой за­трудняет смыв обломков породы с забоя.

При Re = 100+1000 характерна ситуация, когда обломки породы уда­ляются вихрями, которые образуют движущиеся зубья долота. При этом пограничный слой настолько велик, что при неподвижном долоте обломки породы с забоя потоком бурового раствора не смываются. В этом случае механическая скорость проходки не зависит от числа Рейнольдса.

По мере увеличения числа Рейнольдса от 103 до 105
вихревые потоки начинают достигать забоя. В результате уменьшения толщины погранично­го слоя качество очистки забоя от обломков породы улучшается, и, как следствие, увеличивается механическая скорость проходки. В этом диапа­зоне чисел Рейнольдса темп увеличения механической скорости проходки наибольший.

При Re = 105-И0б интенсивность роста механической скорости про­ходки по-прежнему заметно снижается.

Наконец, при Re > 10б достигается совершенная очистка забоя, и ме­ханическая скорость проходки снова не зависит от числа Рейнольдса. Об­ломки породы с забоя удаляются сразу же после их образования и не по­падают повторно под зубья долота. Поэтому дальнейшее увеличение числа Рейнольдса не способствует заметному увеличению механической скорости проходки за счет улучшения качества очистки забоя. Однако это не исклю­чает дальнейшего повышения эффективности работы долота путем увели­чения осевой нагрузки и частоты его вращения, скорости истечения буро­вого раствора из насадок долота и т.д.

Для практического применения результатов описанных исследований и экспериментов предлагается использовать понятие индекса механической скорости проходки (ИМС), который связывают с числом Рейнольдса сле­дующими эмпирическими зависимостями: при Re < 1900 ИМС = 0,04; при 1900 ≤ Re ≤ 5104
ÈÌÑ = 0,001 Re0,45; ïðè 5-Ю4 ≤ Re ≤ 5105 ÈÌÑ = = 0,01 Re0,27; ïðè Re > 5105 ÈÌÑ = 0,32.

Индекс механической скорости проходки отражает лишь влияние свойств бурового раствора и режима циркуляции в поддолотной зоне на качество очистки забоя от выбуренной породы, но он не учитывает эффект размыва забоя гидромониторной струей. Для перехода через этот показа­тель ИМС к абсолютному значению механической скорости проходки не­обходимо знать для данных конкретных условий значение механической скорости и соответствующее ему значение ИМС:

^(ИМС)Х,

(ИМС)А

где Vmx и у„д — соответственно искомая и известная механическая скорость проходки; (ИМС)Х, (ИМС)А — индексы механической скорости проходки соответственно для гж и у„д.

Расчеты показывают, что при прочих равных условиях ИМС выше при меньшем числе насадок на долоте. Это подтверждено результатами промы­словых экспериментов: закупоривали в период долбления одну-две насадки долота, и при этом механическая скорость проходки никогда не уменьша­лась, а часто, наоборот, увеличивалась.

Таким образом, режим течения бурового раствора под долотом может существенно повлиять на показатели работы долота, так как служит опре­деляющим фактором в степени очистки забоя от шлама.

Из отечественной и зарубежной практики бурения скважин известно, что по мере увеличения скорости истечения бурового раствора из отвер­стий долота разрушение забоя долотом интенсифицируется. Это обуслов­лено, с одной стороны, увеличением количества подаваемой к забою про­мывочной жидкости, а с другой — увеличением кинетической энергии струи, бомбардирующей поверхности забоя. Механическая скорость про­ходки тесно коррелируется с гидравлической мощностью, срабатываемой на долоте, и со скоростью струи бурового раствора в насадках долота: с увеличением этих параметров механическая скорость проходки увеличива­ется.

Промыслово-экспериментальные работы (ВНИИБТ) при бурении ро­торным способом позволили установить, что с увеличением скорости исте­чения струи из насадок гидромониторных долот от 56 до 111 — 127 м/с при практически неизменной производительности циркуляции бурового рас­твора достигалось увеличение механической скорости проходки почти в 2 раза. Установлено, что с увеличением перепада давления на насадках до­лота от 2,0 до 10,5 МПа при производительности циркуляции 20 — 26 л/с механическая скорость проходки возрастала в 2 — 3 раза. Причем наиболее интенсивный рост механической скорости проходки отмечался в диапазо­не перепадов давлений на насадках 3,0 — 8,0 МПа. При перепаде на насад­ках более 9,0 МПа зависимость механической скорости проходки от скоро­сти истечения бурового раствора из насадок долота заметно ослабевала.

На основании выполненных работ в Ставрополье сделаны практически важные выводы о роли скорости истечения струи из насадок гидромони­торных долот в процессе разрушения пород на забое: при увеличении ско­рости истечения от 40 —70 до 100—110 м/с при бурении в мягких породах можно повысить механическую скорость проходки на 50—100 % и рейсо­вую скорость бурения — на 10 — 60 %; в породах средней твердости в этом случае можно достичь увеличения механической скорости проходки на 30-80%.

На эффективность размыва породы гидромониторной струей значи­тельно влияет гидростатическое давление: с увеличением его эффектив­ность размыва забоя струей снижается. Но если с технологической точки зрения положительная роль высокоскоростной струи в разрушении породы долотом очевидна, то целесообразность применения гидромониторных до­лот при бурении в разных геологических условиях определяется прежде всего прочностными характеристиками разбуриваемых пород.

Экспериментальным путем установлено (Б.В. Байдюк, Р.В. Винярский), что при действии гидромониторной струи на забой скважины могут на­блюдаться три частных эффекта, в совокупности определяющие роль струи в разрушении забоя.

Первый — эффект смыва с забоя сколотых частиц породы (шламовой подушки). Как было указано выше, он определяется не столько силой удара струи о забой, сколько режимом течения промывочной жидкости в поддо-лотной зоне. Второй заключается в выемке недоразрушенной породы и в разрушении перемычек между лунками, образовавшимися под зубьями до­лота. Третий заключается в непосредственном разрушении струей мате­ринской породы.

Согласно исследованиям Н.А. Колесникова, А.К. Рахимова и других выявляется четвертый эффект воздействия гидромониторной струи. С уве­личением скорости взаимодействия струи с забоем проницаемых горных

пород возрастает интенсивность смыва глинистой корки, что обусловливает рост давления на глубине разрушения и снижает напряжения в скелете породы. В итоге облегчаются условия и эффективность разрушения горных пород.

Частные гидромониторные эффекты зависят от соответствующего со­четания твердости и проницаемости породы. При этом суммарный гидро­мониторный эффект для одной и той же породы не является монотонной зависимостью от удельного давления струи на забой, а представляет собой сменяющие друг друга участки усиления и ослабления эффекта, а значения удельных давлений, соответствующие этим участкам, зависят от твердости и сплошности породы.

Итак, совершенствование гидравлической программы промывки сква­жин — важный резерв повышения скоростей бурения, особенно в мягких и средних породах, при использовании гидромониторных долот.

После установления влияния различных показателей технологического процесса промывки на скорости бурения скважин появляется возможность сформулировать основные требования к буровым растворам, которые вы­текают из необходимости обеспечения в процессе бурения минимального дифференциального давления на забое, минимальной толщины фильтраци-онно-шламовой подушки на забое, совершенной очистки забоя от обломков разрушенной долотом породы, максимальной силы удара о забой струи бу­рового раствора, вытекающего из насадок долота.

С позиций достижения наилучших показателей работы долот и повы­шения скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъя­вить следующие основные требования:

1) жидкая основа буровых растворов должна быть маловязкой и иметь
низкое значение поверхностного натяжения на границе с горными поро­
дами;

2)     в твердой фазе бурового раствора концентрация глинистых частиц
должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плот­
ности твердой фазы — максимальным;

3)     буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием
изменяющихся  термодинамических условий  в  скважинах.   Они должны
иметь стабильные показатели технологических свойств;

4)     буровые растворы должны быть химически нейтральными по отно­
шению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирования и на­
бухания;

5)     буровые растворы не должны быть многокомпонентными система­
ми,  а используемые для регулирования их свойств химические реаген­
ты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное измене­
ние каждого технологического показателя при неизменных других показа­
телях;

6)     желательно, чтобы буровые растворы в своем составе имели не ме­
нее 10 % смазывающих добавок, а также содержали газообразную фазу.

Естественно, эти общие требования не являются догмой, а их выпол­нение во многом зависит от геолого-технических условий бурения. Однако они позволяют выбрать именно тот раствор, который не только исключит осложнения и аварии в скважине, но и обеспечит высокие скорости ее бу­рения. В каждом конкретном случае необходимо решать комплексную за­дачу о целесообразности применения того или иного раствора с учетом технической вооруженности буровой установки, оперативности снабжения

ее материалами,  квалификации работников,  географического положения скважины и т.д.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к бу­ровому раствору необходимо, но недостаточно для выбора бурового рас­твора с целью обеспечить сохранность проницаемости продуктивного го­ризонта. Критерии выбора несколько иные. Безусловно, только реализация наиболее полного комплекса предложенных мероприятий позволит достичь заметного повышения эффективности бурения скважин. Использование лишь некоторых мероприятий вряд ли позволит достичь стабильного тех­нологического и экономического эффекта.

ВЛИЯНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СВОЙСТВ И ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ

Добавить комментарий

Основные показатели свойств бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, содержание и состав твердой фазы) зависят, пре­жде всего, от компонентного состава. Нет ни одного материала для буро­вых растворов, который бы сугубо избирательно воздействовал на показа­тели свойств приготовленной системы. С увеличением содержания твердой фазы возрастает плотность, но уменьшается показатель фильтрации. Обра­ботка растворов полимерами с целью уменьшения показателя фильтрации сопровождается повышением вязкости системы. Разжижение бурового рас­твора, как правило, увеличивает показатели его фильтрации.

Таким образом, основные показатели технологических свойств буро­вого раствора взаимосвязаны. Однако путем комбинации реагентов удается избирательно регулировать любой показатель при фиксировании осталь­ных. Поэтому представляется целесообразным рассмотреть степень влия­ния каждого показателя на эффективность работы долот и скорость буре­ния скважин. Но при вскрытии продуктивного пласта остается не решен­ной проблема ненарушения его проницаемости.

Качественные зависимости механической скорости проходки от пока­зателей свойств бурового раствора свидетельствуют о том, что эффектив­ность работы долота ухудшается по мере увеличения плотности, количества твердой фазы, вязкости раствора и уменьшения фильтрации. Однако эти зависимости не равнозначны. Наибольшее влияние на механическую ско­рость проходки оказывают плотность и наличие твердой фазы бурового раствора. Воздействие вязкости всегда заметно, но менее существенно. Что касается показателя фильтрации, то его влияние установлено, однако ско­рее обусловлено изменением вязкости: с увеличением показателя фильтра­ции уменьшается вязкость бурового раствора.

Путем обработки промысловых данных методами математической ста­тистики удалось установить, что с увеличением плотности р бурового рас­твора механическая скорость проходки гиперболически понижается. Осо­бенно это заметно в интервале р = 1,0+1,5 г/см3.

Убедительные данные получены при бурении скважин на Кубани, где уточнены требуемые значения гидростатических давлений в скважинах ряда площадей, в результате чего появилась возможность понизить плот­ность бурового раствора.

На примере площадей Днепровско-Донецкой впадины В.П. Мациев-ский показал влияние плотности бурового раствора на механическую ско­рость проходки. С увеличением плотности бурового раствора от 1,2 до 1,4 механическая скорость проходки уменьшалась почти вдвое.

Плотность бурового раствора, г/см3………………..     1,20         1,24         1,28         1,32         1,35         1,40

Механическая скорость проходки, м/ч………     7,4           6,6            6,0            5,0            4,5            4,2

Данные бурения скважин показывают отрицательное влияние твердой фазы на показатели работы долот. По мере увеличения общего содержания твердой фазы скорость vM и проходка на долото, как правило, уменьша­ются.

Влияние твердой фазы на показатели работы долот зависит от способа бурения. Результаты бурения на севере Тюменской области (М.В. Холик и др., 1980) показали, что наиболее вредно на работу долот влияет твердая фаза при турбинном бурении.

Влияние на механическую скорость проходки содержания твердой фа­зы в растворе исследовано П. Муром. Снижение содержания твердой фазы от 36 до 4 % способствует росту механической скорости проходки. При этом уменьшение количества твердой фазы в области высоких ее концен­траций, например, от 24 до 20 % приводит к увеличению vM всего на 3 %, а уменьшение в области более низких концентраций, например, от 12 до 8 % обеспечивает прирост vM на 9 %. Эта тенденция усиливается по мере даль­нейшего снижения содержания твердой фазы в растворе.

Природа воздействия твердой фазы бурового раствора на эффектив­ность разрушения горных пород выражается кроме повышения плотности

бурового раствора в ухудшении условий зарождения и распространения трещин, формирующих лунку выкола.

Более детальный анализ показывает, что разные материалы, состав­ляющие твердую фазу буровых растворов, по-разному влияют на показате­ли бурения скважин.

Материал……………………………………………………………………..        Áàðèò        Áóðîâîé øëàì       Ãëèíà

Снижение механической скорости проходки,  %,  при

увеличении содержания твердой фазы на 1 %………………..        2,6              4,8                            6,7

Примечание. Общее содержание твердой фазы 4—12 % (по объему).

При эквивалентном объемном содержании частиц бурового шлама и барита снижение скорости в первом случае в 2 раза больше, чем во вто­ром. Если учесть, что барит повышает плотность бурового раствора в 2 раза эффективней, чем шлам, то становится очевидным, что при необходи­мости увеличения плотности бурового раствора следует использовать более тяжелые материалы (например, барит), а не выбуренную породу, стремясь всегда к минимизации объемного содержания его твердой фазы.

Особенно неблагоприятно влияет на работу долота глинистая состав­ляющая бурового раствора: на каждый процент увеличения глинистых час­тиц в растворе потеря в механической скорости проходки составляет 6 — 7 %, т.е. более чем в 2,5 раза больше, чем при увеличении на 1 % концен­трации барита. Отсюда можно сделать вывод, что в буровом растворе не­обходимо иметь минимальную концентрацию глинистых частиц и тщатель­но контролировать и регулировать ее.

Влияние вязкости бурового раствора на механическую скорость про­ходки менее существенно, чем влияние плотности, однако оно часто замет­нее и однозначнее.

С увеличением условной вязкости бурового раствора в среднем от 4 — 20 до 8— 120 с (по СПВ-5) механическая скорость проходки уменьшается на 20 — 40 %. Особенно заметно это в области повышенных плотностей (1,3 — 1,4 г/см3) бурового раствора (А.Н. Яров, А.Н. Мельничук).

Особенно тесная корреляция в стендовых условиях наблюдается меж­ду механической скоростью проходки и вязкостью фильтрата бурового раствора. При изменении его вязкости от 210~3
до 810~3 Па-с механиче­ская скорость проходки линейно уменьшается как для шарошечных, так и для алмазных долот в 1,5 — 2 раза.

Итак, теоретические, лабораторные и промысловые данные подтвер­ждают, что показатель вязкости бурового раствора (или его фильтрата) влияет на эффективность разрушения долотом пород на забое: с увеличе­нием этого показателя условия разрушения пород ухудшаются.

Статистические данные о бурении скважин в Днепровско-Донецкой впадине показывают, что механическая скорость проходки надежно корре-лируется с показателем фильтрации используемого бурового раствора. Увеличение механической скорости проходки отмечается в связи с ростом показателя фильтрации во всем диапазоне изменения плотности. Особенно это заметно при повышенной плотности бурового раствора, когда при из­менении показателя фильтрации от 5 до 30 см3 за 30 мин механическая скорость проходки увеличивается в среднем на 20 — 50 %.

Природа воздействия фильтрации буровых растворов на механиче­скую скорость проходки выражается в изменении гидродинамических про­цессов в разрушаемом на забое слое породы.

Для достижения высоких vM необходимо, чтобы начальная фильтрация буровых растворов в момент разрушения породы на забое была высокой, так как это способствует быстрейшему выравниванию перепада давления. Однако при вскрытии продуктивных объектов к выбору показателя фильт­рации растворов необходимо подходить избирательно и осторожно, так как качество вскрытия пласта — основной показатель успеха бурения.

Зарубежный и отечественный опыт убеждает, что от степени совер­шенства технологии промывки скважин в значительной мере зависят ме­ханическая скорость проходки и проходка на долото — основные техниче­ские показатели бурения скважин. Правильно выбранные тип бурового раствора, показатели его технологических свойств, режим циркуляции и распределение гидродинамических давлений в циркуляционных каналах позволяют довести эти технические показатели до максимума, а вероят­ность возникновения осложнений свести к минимуму.

В современной технологии промывки скважин еще много неисполь­зованных возможностей.

Переход в зарубежной практике бурения скважин на применение бу­ровых растворов с содержанием твердой фазы на 3 — 4 % (вместо 10—12 %) позволил увеличить проходку на долото до 40 %, механическую скорость проходки — до 30 %. Снижение концентрации глинистых частиц на 1 % позволило получить приращение механической скорости проходки в сред­нем íà 6 — 7 %.

Из практики бурения скважин известно, что буровой раствор на угле­водородной основе обходится очень дорого. К тому же он создает опреде­ленные неудобства для обслуживающего персонала и часто пожароопасен. Однако с помощью таких растворов можно достичь тех результатов, кото­рых невозможно достичь растворами на водной основе, например, при вскрытии продуктивных горизонтов.

Растворы на углеводородной основе могут обеспечить высокие показа­тели работы долот. Такие растворы более устойчивы к высоким температу­рам, позволяют избежать осложнений при бурении солевых отложений и пород, склонных к набуханию в водных средах.

Положительна роль раствора при наличии сероводорода и двуокиси углерода, так как дисперсионная среда раствора неэлектропроводна. Умело регулируя водосодержание в них, можно на длительный период избежать осыпей и обвалов в неустойчивых глинистых разрезах.

В 1967 г. СР. Lawhon сообщил результаты экспериментов по определе­нию влияния воды в дизельном топливе на скорость проходки в известня­ках проницаемостью (0,35—1,3)-10~13 м2 и в песчаниках проницаемостью до 510~13 м2 при бурении шарошечным долотом малого диаметра (d я я 32 мм). Он установил, что скорость проходки с чистым дизельным топли­вом составляла 98 % скорости проходки при бурении на воде; для бурового раствора она составляла 86 %; при увеличении содержания воды от 5 до 40 % относительная скорость проходки несколько увеличилась (на 7 %).

На основе своих опытов СР. Lawhon сделал следующие выводы:

1. Маловязкий раствор на нефтяной основе, в частности дизельное то­
пливо, позволяет получить такую же скорость проходки, как и с использо­
ванием технической воды.

2.      Растворы на углеводородной основе с высокой концентрацией воды
позволяют обеспечить примерно такую же скорость проходки, как и высо­
кокачественные буровые растворы на водной основе с оптимальной добав-

кой смазывающих веществ (нефть, гудроны и др.). Позже эти выводы были подтверждены.

Положительный опыт применения в качестве бурового раствора гид­рофобной эмульсии, стабилизатором для которой служит многотоннажный продукт нефтехимической промышленности — окисленный петролатум, описан А.Г. Розенгафтом. Путем введения в эту эмульсию гидроокиси кальция достигается хорошая агрегативная устойчивость, позволяющая увеличить ее «глиноемкость» до 20 % по весу. Такая эмульсия включает в себя 45 % дизельного топлива или нефти, 50 % воды, 5 % окисленного пет-ролатума, 3 — 5% гидроокиси кальция. В зависимости от минералогического состава хемогенных пород вода может насыщаться хлористыми солями на­трия, магния или кальция.

В Мамонтовском УБР объединения «Зипсиббурнефть» разработан и внедрен маловязкий нефтеэмульсионный буровой раствор, который полу­чают, добавляя в буровой раствор на водной основе нефть совместно с эмульгатором неионогенного типа и переводя его в устойчивую эмульсию.

Применение такого раствора при бурении скважин позволило улуч­шить показатели работы долот: проходка на долото увеличилась в среднем на 15 %, а механическая скорость проходки — на 7 %.

Применение нефтеэмульсионных растворов позволяет сохранить ус­тойчивым ствол скважины в глинистых отложениях, что не ухудшает пока­затели долота, а способствует улучшению выноса керна и сохранению ес­тественной проницаемости нефтеносных горизонтов.

Преимущества растворов на углеводородной основе (РУО) по сравне­нию с растворами на водной основе объясняются следующим:

1.      Фильтрат РУО представлен углеводородами, благодаря ему исключа­
ется набухание глинистых минералов, сохраняется естественная устойчи­
вость глинистых резервов и естественная проницаемость гранулярных кол­
лекторов, в цементирующем веществе которых присутствует глина.

2.      РУО не только предотвращает диспергирование шлама, особенно
при бурении в глинах, но и агрегирует мелкие частицы в более крупные. В
результате этого не только улучшается степень очистки забоя и ствола
скважины от обломков породы, но и резко повышается эффективность
очистки промывочной жидкости от шлама.

3.      РУО обладает хорошей смазывающей способностью, в результате
чего не только уменьшается вероятность затяжек-посадок, прихватов бу­
рильной колонны, степень ее скручивания при вращении ротором, но са­
мопроизвольно увеличивается нагрузка на долото в связи с уменьшением
силы трения труб о стенки скважины при одинаковых значениях осевых
нагрузок,    определяемых    на    поверхности    по    индикатору   веса.    Это
способствует увеличению скорости проходки.

4.      Вязкость РУО уменьшается при повышенных температурах, что мо­
жет стать положительным фактором при бурении глубоких высокотемпе­
ратурных скважин, так как вызывает раннюю турбулизацию потока под
долотом.

Однако, несмотря на все эти преимущества, буровые растворы на уг­леводородной основе следует рассматривать как предназначенные главным образом для вскрытия нефтегазоносных горизонтов и бурения в разрезах, осложненных неустойчивыми глинистыми породами, хемогенными отло­жениями и массивом многолетнемерзлых пород. Более широкому их при­менению будут и впредь препятствовать высокая стоимость, неудобство в

обслуживании, взрыво- и пожароопасность, расход важных материалов, трудность хранения и утилизации после окончания бурения скважины, а также другие проблемы, связанные с качеством крепления скважин и ра­зобщения пластов, глубинными геофизическими исследованиями и охра­ной окружающей среды.