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

сматривать как источник, делящий полупространство на две области, на поверхности которых поддерживается давление рт.

Проведенные исследования показывают, что при разрушении проницаемых горных пород в зависимости от условий разрушения ру может изменяться от значения меньше дифференциального до суммарного давления на забое рс.

При разрушении непроницаемых горных пород, в отличие от проницаемых, флюиды в полость магистральных трещин поступают в основном через ее "устье". Решая уравнение движения жидкости в клиновидной трещине при соответствующих начальных и граничных условиях, после соответствующих преобразований получают:

ру = рс1 - 1,55+ 0,73ш40, (10.14)

где р1 - давление на "устье" трещины; гш - радиус шарошки; пш - частота вращения шарошки, мин-1; z - число зубьев на рассматриваемом венце; ф - угол наклона оси цапфы шарошки; 1 - текущая длина магистральной трещины.

Согласно выражению (10.14) угнетающее давление при разрушении малопроницаемых пород зависит от параметров режима бурения, конструктивных особенностей шарошечных долот и может достигать значения (0,5+1,0) р.

В случае отрицательного давления на забой (давление столба бурового раствора меньше порового давления в породах) единственным технологическим фактором, влияющим на эффективность работы долота, является плотность бурового раствора: чем ниже плотность, тем эффективнее разрушается забой долотом.

По мере уменьшения дифференциального давления на забое механическая скорость проходки интенсивно возрастает, особенно в области отрицательных дифференциальных давлений (рис. 10.8).

Таким образом, из всех свойств бурового раствора на эффективность работы породоразрушающего инструмента в основном влияет плотность. Роль вязкости, показателя фильтрации и толщины фильтрационной корки подчиненная, особенно при бурении непроницаемых плотных пород и отрицательном дифференциальном давлении на забое. Несмотря на это, комплексный подход к решению задачи повышения эффективности работы долот, особенно при проходке

Рис. 10.8. Зависимость относительной механической скорости проходки vм от дифференциального давления на забое Ар

пр оницаемых пор од при положительном дифференциальном давлении на забое, путем снижения плотности и вязкости бурового раствора и повышения его показателя фильтрации позволит увеличить скорость бурения скважины.

10.3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ ПРИ РАВНОВЕСНОМ И НЕСБАЛАНСИРОВАННОМ

ДАВЛЕНИИ В СИСТЕМЕ

ПЛАСТ - СКВАЖИНА

Процесс углубления забоя ствола скважины может осуществляться при положительном дифференциальном давлении Ар = рз - р пл > 0, при равновесном давлении

на забое

0 или

рпл и

J.. J.. fJ

пр и несбалансированном

з пл

давлении на забое (Ар < 0 или рз < рпл).

С точки зрения достижения максимальных скоростей бурения необходимо стремиться к реализации условия Ар < 0, которое можно достичь несколькими способами:

постепенным снижением перед долблением плотности циркулирующего промывочного агента

р = (рпл - pк)/gh,

где р пл, рк - соответственно пластовое (внутрипоровое) давление у забоя и потери давления в кольцевом пространстве скважины; g - ускорение свободного падения; h - глубина положения забоя скважины;

заменой находящегося в скважине промывочного агента новым агентом плотностью

р (рпл - рк - р0)/дл,

где р0 - избыточное давление на устье в кольцевом пространстве скважины;

вызовом флюидопроявления разбуриваемого пласта и организацией управляемого выброса:

р0 + рк рпл.

Разработан и опробован способ плавного регулирования рс непосредственно в процессе бурения.

В настоящее время плотность бурового раствора выбирают из расчета поддержания должного противодавления на стенки скважин рст в статических условиях. Естественно, чем меньше будет р, тем меньше рст и соответственно Арр и ру. Однако даже в этом случае при циркуляции бурового раствора давление в скважине рц возрастает по сравнению со статическими условиями как минимум на значение гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве рк, которое может достигать 1-2 МПа. Это противодавление может оказаться достаточным, чтобы ум снизилось на 50-100 %, поэтому в процессе бурения необходимо сохранять условие рц = рст, для чего необходимо снижать р на значение Ар =

= рк/(дн).

Схема обвязки манифольда и принцип работы с использованием гидроциклонной установки (ГЦУ), которая позволяет в процессе бурения плавно регулировать рс вплоть до получения отрицательных значений дифференциального давления, описаны в специальной литературе. Снижения рс добиваются уменьшением р. Следовательно, в этом случае со снижением р уменьшается концентрация твердой фазы i о и изменяется удельное объемное сопротивление фильтрационной корки го. В итоге интенсивность воздействия на гидродинамические процессы в зоне разрушения возрастает.

С использованием ГЦУ на скв. 21 Серноводская производственного объединения "Грознефть" при разбуривании чокракских отложений с глубины 3050 м показатели работы долот в среднем возросли более чем на 30 %. Еще более ощутимые результаты при внедрении ГЦУ в Каспийской нефтеразведочной экспедиции Мингео РСФСР, когда ум в некоторых случаях возрастала на 60 - 80 % без уменьшения проходки на долото. При этом не наблюдались осложнения, связанные с уменьшением рс.