Абразивность горных пород

11. Сплошность горных пород.

12. буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения верхней толщи выветрелых и трещиноватых горных пород), соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

13. Технико-экономические показатели при бурении скважин с использованием воды в качестве промывочной жидкости улучшаются за счет следующих основных преимуществ, которые вода имеет по сравнению с глинистым раствором: при бурении с промывкой забоя водой создается возможность увеличить мошносгь на долоте. Переход с глинистого раствора на воду позволяет увеличить производительность насосов в результа-

те уменьшения плотности и вязкости прокачиваемой жидкости при неизменной величине допустимого рабочего давления на выкиде

насосов;

улучшается работа буровых насосов и гидравлических забой ных двигателей, а также уменьшается расход запасных частей к ним. Вода содержит меньше шлама и песка по сравнению с глинис- тым раствором, так как при прохождении через очистную систе му частицы выбуренной породы почти полностью выпадают из воды.Существенным недостатком воды является непригодность ее для вскрытия и бурения продуктивных нефтяных и газовых горизон тов, особенно с пониженным давлением. Проникая в нефтяные и газовые пласты, вода сильно затрудняет и усложняет их освое ние, является причиной уменьшения возможного дебита нефти и газа. Вскрываемые водой пласты небольшой продуктивности и низкого давления в ряде случаев освоить вообще не удается.

14. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

В качестве базовых компонентов таких растворов обычно применяют сырую нефть, нефтепродукты и другие углеводороды (дизельное топливо, парафины, минеральные масла и др.).| Наборы компонентов, их концентрации и соотношения могут существенно меняться в зависимости от характера и условий буровых работ, однако в большинстве случаев речь идет о водоэмульсионных системах с соотношением воды и нефти около 1:6, хотя это соотношение может меняться в пределах от 1:1 до 0:1. Главное технологическое преимущество буровых растворов на нефтяной основе заключается в их высоких антифрикционных свойствах, что облегчает проходку наклонных и горизонтальных буровых стволов в твердых горных породах. Как правило, эти растворы подвергаются регенерации и повторному использованию, и потому их применение сопряжено с меньшим количеством отходов по сравнению с растворами на водной основе.

15. Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых па­раметров, влияющих на качество бурения, к числу которых отно­сятся: осевая нагрузка (давление) на долото Р_д; частота вращения долота я; количество прокачиваемого бурового раствора Q_p; пока­затели бурового раствора (плотность, вязкость, показатель филь­трации, статическое напряжение сдвига). Сочетание этих парамет­ров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и ко­личественные показатели бурения, называется рациональным {или оптимальным) режимом бурения.

В процессе бурения часто приходится отбирать керн, бурить сква­жину в неблагоприятных геологических условиях (зонах, склон­ных к поглощениям, осложнениям, связанным с нарушением це­лостности ствола скважины и т.п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т.д. Режимы бурения, применяемые в таких случаях, указываются специальными режимами.

Оптимальный режим бурения обеспечивает получение наилучших технико-экономических показателей бурения.

Рациональный режим бурения устанавливается с учетом технических возможностей бурового оборудования и инструмента. Например, известно, что в монолитных крепких породах бурение импрегнированными алмазными коронками необходимо осуществлять на высоких частотах вращения (>700 - 1000 об/мин), но применяемый буровой станок не имеет этих скоростей или бурильная колонна может обрываться, следовательно, приходиться это учитывать и устанавливать рациональную частоту вращения ниже возможностей коронки.

Специальный режим бурения применяется для получения заданных качественных показателей бурения или решения специальных задач. Значения параметров при этом режиме отличаются от значений оптимального режима. Например, специальный режим устанавливается при бурении по полезному ископаемому, которое подвержено разрушению от механических воздействий и потока промывочной жидкости. При этом уменьшается частота вращения снаряда и расход промывочной жидкости.

16.Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели бурения.

а.Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели бурения.

Наилучшие результаты работы долот имеют место, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя, в против­ном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины зависят от следующих факторов.

1. Качество бурового раствора. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при густых и вязких растворах. Увеличение плот­ности повышает подъемную способность глинистых растворов.

В то же время установлено, что механическая скорость проход­ки зависит от величины разности между давлением столба бурового раство­ра в скважине и пластовым (поровым) давлением. С увеличением плотности бурового раствора увеличивается дав­ление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению возрастает, вследствие чего показатели бурения уменьшаются. В случаях когда геологические условия позволяют, следует исполь­зовать в качестве промывочной жидкости воду, газ или воздух с обя­зательной компенсацией их недостаточной подъемной способнос­ти высокой скоростью движения в затрубном пространстве.

Было установлено, что в процессе бурения на эффективных режимах максимальные значения проходки за один оборот долота (h/n) можно получить при использовании в качестве бурового раствора воды.

2.Количество бурового раствора, подаваемого на единицу площади забоя скважины. Технологически необходимое количество промывочного раствора, л/с,<2_Р = 0,07 П₃, где 0,07 — переводной коэффициент; П₃ — площадь забоя скважи­ны, см².

Превышение производительности буровых насосов не приводит к суще­ственному изменению механической скорости проходки.

3. Скорость истечения потока жидкости из отверстий долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважин. С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок улучшается очистка забоя скважины. Рост механической скорости проходки достигается, когда скорость струй, вытекающих из насадок, превышает 60... 75 м/с. Большое влияние на условия очистки забоя оказывает высота зубьев шарошек.

б. Влияние частоты вращения долота. Установлено, что при увели­чении частоты вращения долота механическая скорость проходки растет, достигая максимальной величины, а потом снижается. Каж­дому классу пород соответствуют свои критические частоты вращения долота, пре­вышение которых вызывает снижение механической скорости про­ходки.

1. Влияние осевой нагрузки. На кривой v_м=f(P_R) выделяются три области. Область I характеризуется тем, что скорость v_м увеличивается пропорционально увеличению Р_а. Область I называется областью поверхностного разрушения.

Во II области v_м также увеличивается с ростом Р_д, но в данном случае механическая скорость растет быстрее, чем увеличивается создаваемая на долото нагрузка. В этой области породы разрушаются при удельной нагрузке, меньшей твердости разрушаемой породы,

но уже близкой к ней. Эта область условно называется областью ус­талостного разрушения. На грани­це II и III областей удельная на­грузка будет соответствовать твер­дости разрушаемой породы.

В III области процесс разру­шения носит объемный харак­тер. Область III называется обла­стью нормального или объемного разрушения.

в. Взаимосвязь между параметрами режима бурения.

В роторном бу­рении параметры режима бурения не зависят друг от друга. В про­цессе бурения можно менять любой из них: Р_а, п или Q_p, не изме­няя других.

При бурении гидравлическими забойными двигате­лями. Здесь основным параметром режима бурения является коли­чество прокачиваемой промывочной жидкости Q_p. Осевая нагрузка на долото Р_д находится в зависимости от Q_р.

Число оборотов долота п в турбинном бурении переменно и зависит от количества прокачиваемой жидкости и величины осе­вой нагрузки на долото.

Электробуром бурят практически при постоянной скорости вра­щения долота и бурильщик не может ее регулировать. Менять ско­рость вращения можно только путем замены электробура другим двигателем, имеющим иную скорость вращения, изменением час­тоты тока или при помощи редукторов-вставок.

Изменение мощности, затрачиваемой долотом на разрушение пород, имеющих различные физико-механические свойства, вы­зывает изменение силы тока в электрической цепи, питающей эле­ктробур.