Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 [ 214 ] 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

Рис. 10.4. Статистические данные о зависимости механической скорости проходки vм (1) и проходки на долото Н (2) от плотности р бурового раствора

нием вредного влияния плотности раствора на процесс бурения, но и повышением общей культуры производства, накопления опыта, повышения качества долот и т.д. Однако существенное влияние плотности бурового раствора на эффективность работы долот установлено бесспорно.

Подробный анализ влияния плотности бурового раствора на скорости бурения роторным и турбинным способами выполнен на Арланском месторождении в Башкирии, где практически в одинаковых условиях применялись буровые растворы плотностью от 1,14 до 2,05 г/см3. Анализ показал, что в диапазоне плотностей 1,14-1,40 г/см3 проходка на долото и скорость механической проходки может изменяться в 1,5 - 2 раза.

Оценка влияния плотности бурового раствора на водной основе на э ффективность р аботы долот при бурении скважин в сопоставимых интервалах Давыдовского месторождения в Белоруссии показала, что при уменьшении плотности бурового раствора от 1,30 до 1,20 г/см3 механическая скорость про ходки возросла на 30-35 %. При сопоставлении

показателей работы долот при роторном бурении отложений верхней соленосной толщи также показана существенная роль плотности бурового раствора. Например, понизив плотность раствора от 1 ,33- 1 ,35 до 1 ,22- 1 ,24 г/см3, достигли увеличения механической скорости проходки от 2,5 - 3,5 м/ч до 2,7 - 5,2 м/ч, или до 45 %. В межсолевых отложениях с уменьшением плотности раствора от 1 ,40 до 1 ,28 г/см3 отмечено увеличение механической скорости проходки от 0,47 до 0,55 м/ч. Замечено, что шарошечные долота более чувствительны к угнетающему воздействию плотности бурового раствора, чем алмазные.

При бурении скв. 21 Серноводская в б. ЧИЛССР выполнен следующий эксперимент. После спуска долота до забоя начали бурение чокракских глинистых отложений при плотности бурового раствора 1 ,38 г/см3. Примерно через 1 2 ч бурения с помощью гидроциклонной установки понизили плотность бурового раствора на 0,06 г/см3. При этом отметили увеличение механической скорости проходки по меньшей мере на 30 %, несмотря на то что долото было уже в значительной мере изношено.

Этот эксперимент красноречиво свидетельствует о том, что снижение плотности бурового раствора сопровождается улучшением показателей работы долот.

Экспериментальные работы на стенде при бурении твердых пород долотами малого диаметра показали, что повышение плотности растворов на водной и углеводородной основах примерно одинаково ухудшают механическую скорость проходки (рис. 10.5): при изменении плотности от 1,0 до

Рис. 10.5. Зависимость механической скорости проходки v/v0 микродолотами от плотности р бурового раствора:

1 - раствор на водной основе; 2 - РУО

1,4 р, г/см 643

1,4 г/см3 механическая скорость проходки уменьшается на

1 0-30 %.

Механизм влияния плотности бурового раствора на эффективность разрушения долотом породы на забое скважины аналогичен механизму влияния твердой фазы. В этом механизме главенствуют два фактора: изменение градиента давления в поверхностном слое призабойной части пород и образующаяся на поверхности забоя фильтрационная корка. Чем больше гидростатическое давление столба бурового раствора на забой скважин превышает внутрипоровое давление флюида, тем более неблагоприятные условия отрыва от забоя частиц породы. В то же время с увеличением перепада давления между скважиной и поровым пространством интенсифицируется процесс отфильтровывания в забой жидкой фазы бурового раствора, что неизменно сопровождается образованием на забое фильтрационной корки, состоящей из твердой фазы бурового раствора. Оба явления препятствуют эффективному внедрению зубьев долота в забой скважины, скорость проходки понижается, долото заметно изнашивается на шламофильтрационном слое, покрывающем забой.

Таким образом, степень влияния плотности бурового раствора на эффективность работы долот зависит не только от абсолютного значения плотности, но, главным образом, от соотношения гидростатического и порового давлений на забое скважины, от концентрации твердой фазы, необходимой для обеспечения выбранной плотности, от проницаемости пород на забое.

Вязкость

Сведения о влиянии вязкости бурового раствора на показатели работы долота в литературе скудные и противоречивые. Это объясняется прежде всего некоторой неопределенностью понятия вязкости применительно к тик-сотропным промывочным жидкостям.

В практике бурения скважин широко распространено понятие условной вязкости, характеризующее гидравлические сопротивления при истечении бурового раствора через короткую трубку определенного диаметра. Эта характеристика далека от понятия показателя свойств бурового раствора, однако удобна для быстрой оценки в полевых условиях подвижности бурового раствора, поэтому определенный прак-