книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

Т а б л и ц а 1.10

Результаты определения удельной объемной работы разрушения при бурении конкретных скважин в Азербайджане

В табл. 1.9 и 1.10 приведены значения удельной объёмной ра­ боты разрушения и другие данные для пород некоторых стра­ тиграфических горизонтов Апшеронского полуострова.

Удельная объёмная работа разрушения породы при буре­ нии может быть определена по формуле:

, М.п Дж

где Мд —момент сопротивления на долоте, Н ■м; D —диаметр скважины, м;

п —скорость вращения долота, об/мин.; цс — средняя механическая скорость проходки, м/ч.

Имея в виду, что величина Мд прямо пропорциональна G (где G —осевая нагрузка на долото), цс = GxnyD~z, х>1, у<1 и

21

z « l , легко заключить, что при объёмном разрушении опре­ делённой породы и при прочих равных условиях значение \ меньше при большей G и меньших п и D.

С течением времени бурения данным шарошечным до­ лотом при прочих одинаковых условиях потребный момент для его вращения возрастает (вследствие износа опор), а ме­ ханическая скорость проходки уменьшается (вследствие из­ носа рабочей поверхности), поэтому по мере износа долота возрастает потребная удельная объёмная работа разруше­ ния \ в 6—10 раз.

Удельная контактная работа разрушения As породы за­ висит в основном от твёрдости и пластичности последней, причём пластичность иногда имеет большее значение, чем твёрдость.

Так, контактная работа для чистых кремней колеблется от

Дж

24,5 до 29,4 — у , а для пластичных кремней она иногда превысм

шает 117 при одинаковой твёрдости. Твёрдость большей

части доломитов и известняков в 2—5 раз меньше твёрдости чистых кремней, а удельная контактная работа их превышает удельную контактную работу кремней, так как доломиты и из­ вестняки обладают высокой пластичностью.

Удельная контактная работа для пластичной глины с пре­ делом текучести 79 МН значительно превышает удельную

контактную работу для чистых кремней, достигая 78,5 Дж см

Следовательно, разрушать вдавливанием малопрочные по­ роды, особенно обладающие высокой пластичностью, крайне неэффективно.

Такие породы лучше разрушать резанием и скалыванием, а также размывом струёй бурового раствора.

1.1.2. АБРАЗИВНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

(Rock abrasivity)

Под абразивностью (в применении к горным по­ родам) понимают способность, или свойство, горных пород из­ нашивать при трении металлы, твёрдые сплавы и другие твёр­ дые тела. Эта способность зависит от упругих, прочностных и

22

пластических свойств трущихся тел и особенности их поведе­ ния в тонких поверхностных слоях, от скорости скольжения, нагрузки и т.д. При этом значительное влияние может оказать внешняя среда, уменьшая или увеличивая износ. При больших нагрузках и скоростях скольжения существенное значение мо­ гут приобретать тепловые факторы.

В буровой практике за меру относительной абразивности горных пород Хмр можно принимать произведение:

где ри —кинетический коэффициент внешнего трения дан­ ной породы о рабочие элементы долота.

Чем выше значение этого произведения, тем выше абразив­ ность породы при прочих равных условиях.

Абразивность горной породы определяют те факторы, ко­ торые влияют на её твёрдость и кинетический коэффициент внешнего трения.

Влияние это ещё мало изучено.

Из технических факторов на щ существенное влияние ока­ зывают:

1)нормальное давление, 2) скорость скольжения, 3) среда,

вкоторой находятся трущиеся поверхности, и 4) температура трущихся поверхностей.

Сувеличением нормального давления до значения, рав­ ного твёрдости породы, кинетический коэффициент внешне­ го трения повышается, а затем остаётся без изменения или несколько уменьшается. Поэтому для расчётов, связанных с

бурением, следует определять при нормальных давлени­ ях на трущихся поверхностях, соответствующих твёрдости пород, и принимать эти значения не зависящими от указан­ ного давления.

Кинетический коэффициент внешнего трения всегда мень­ ше статического коэффициента внешнего трения. При увели­ чении скорости скольжения значение р„ проходит через ми­ нимум; при повышении нормального давления этот минимум смещается в сторону меньших скоростей скольжения.

Если поверхность горной породы сухая и без загрязнений, то коэффициент трения имеет наивысшее значение для дан­ ной трущейся пары. Коэффициент трения скольжения о сталь для породы, смоченной водой, меньше, чем для сухой породы, а для породы, смоченной глинистым раствором, ещё меньше (табл. 1.11).

23

На коэффициент внешнего трения влияют твёрдость гор­ ной породы и размер и форма зёрен. Значение коэффициента трения о породу с более высокой твёрдостью при данном ми­ нералогическом и зерновом составе обычно выше, чем о поро­ ду с меньшей твёрдостью; этот коэффициент выше при трении о мелкозернистые породы с остроконечными и ребристыми зёрнами, чем при трении о крупнозернистые породы с окатан­ ными зёрнами.

Главной причиной абразивного износа рабочих элементов долота являются неровности на соприкасающихся поверхно­ стях долото — порода.

Износ является результатом суммы большого числа от­ дельных царапаний, вызывающих непрерывное соскаблива­ ние с рабочих поверхностей разрушающего инструмента тон­ чайших стружек.

Абразивная способность породы возрастает с увеличени­ ем микротвёрдости породообразующих минералов. В первом приближении можно считать, что износ закалённых сталей на

24

единицу пути прямо пропорционален микротвёрдости минера­ лов и горных пород, хотя в некоторых случаях эта закономер­ ность нарушается.

Данные о микротвёрдости некоторых горных пород и ми­ нералов приведены в таблице 1.12.

Таблица 1.12

Значения микротвердости некоторых пород, минералов, сплавов

Вследствие износа долота механическая скорость проход­ ки с течением времени уменьшается. Это уменьшение можно выразить уравнениями:

где п, —механическая скорость проходки в данный момент;

25

t)0 — начальная механическая скорость проходки; t6 — продолжительность механического бурения;

0Z, у и х —коэффициенты, характеризующие темп падения механической скорости проходки с течением времени в резуль­ тате износа долота;

е —основание натуральных логарифмов.

Значения 0Z, у и х зависят как от абразивной способности породы, так и от износостойкости рабочих элементов долота, размера и конструктивных особенностей его, способа бурения и параметров режима бурения. Если породы разбуриваются долотами одного и того же типоразмера при постоянных па­ раметрах бурения, то по темпу снижения механической ско­ рости проходки можно судить об относительной абразивно­ сти пород.

Пока ещё нет достаточных данных, чтобы сказать, какой из коэффициентов 0Z, у или х предпочтительнее использовать для оценки абразивной способности пород. Опытным путём легче всего определить коэффициент 0а.

При указанных условиях бурения коэффициенты m и а яв­ ляются постоянными величинами, не зависящими от абразив­ ных свойств пород.

Можно считать, что опорная поверхность лопастного долота в процессе бурения увеличивается по линейному закону:

где F, —опорная поверхность долота в данный момент вре­ мени в см2;

F0 —опорная поверхность нового долота в см2;

0F — прирост опорной поверхности долота в единицу вре­ мени при данном режиме бурения;

При прочих равных условиях, чем больше 0Г, тем выше абра­ зивная способность породы. По относительной величине 0рмож­ но судить об относительной абразивности горной породы.

Зная значения 0F1 для определённой горной породы при од­ них условиях бурения, можно пересчитать его для других ус­ ловий по следующей приближённой формуле:

где D —диаметр долота;

n —скорость вращения долота;

26

G — осевая нагрузка на долото;

индекс 1 — для одних условий бурения, индекс 2 — для других.

При объёмном разрушении породы можно принимать 0F не

При разбуривании глинистых пород 0F изменяется прямо пропорционально их пределу текучести.

Наблюдения за износом долот показывают, что 0F увеличи­ вается с глубиной залегания пород. Для практических расчё­

ав — прирост 0F при увеличении глубины залегания поро­ ды на 1 м.

Так, для лопастных долот диаметром 269 мм при п=140 об/мин, при расчётах можно принимать:

0FO= 1,2см2/ч и а8 = ОД5-10~4 СМ ^Ч.

м

Формулами (1.31) — (1.34) можно воспользоваться и приме­ нительно к шарошечным долотам, принимая:

0рО= 0,06 см2/ч и а8 =0,75-10“6^ - ^ .

м

Следовательно, 0FOдля шарошечных долот в 20 раз меньше, чем для лопастных долот. Это объясняется тем, что коэффи­ циент проскальзывания для первых долот во много раз мень­ ше, чем для вторых.

1.1.3.НАЧАЛЬНЫЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ

ВНЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ГОРИЗОНТАХ

(Initial oil and gas formation pressures)

Сведения о величине начального давления в пластах имеют огромное значение, особенно в разведочном бу­ рении, на неизученных (или малоизученных) площадях.

Основными источниками пластовой энергии, определяющи­ ми образование, изменение и состояние пластового давления в нефтяных и газовых месторождениях, считаются: 1) горное,

27

или геостатическое давление, 2)давление краевых или контур­ ных вод, или гидростатическое давление, 3}геотектоническое давление, 4)давление в других пластах, сообщающихся с дан­ ным пластом.

Источниками пластовой энергии также являются: ^изме­ нения температуры, 2) явление вторичного осаждения или це­ ментации, 3) химические и биохимические реакции, 4) возму­ щения в атмосфере и в океанах и др.

Начальное пластовое давление в нефтяных и газовых мес­ торождениях определяется преобладающим воздействием того или иного из указанных источников пластовой энергии.

Горным, или геостатическим давлением р,дназывается давле­ ние, оказываемое весом вышележащей толщи горных пород:

где L —глубина залегания данной точки массива горных по­

род от дневной поверхности (мощность массива) в м;

*

Ргд —градиент горного давления в бар/м.

Градиент горного давления подсчитывают по формуле:

где Рп — средняя плотность толщи горных пород в т/м3.

В расчётах обычно принимают Рп =2,3 —2,5 т/м3; при этом

Ргд = (0,226 — 0,245) бар/м.

Горное давление передаётся породами, а внутри породы — её зёрнами, т.е. горное давление передаётся через скелет мас­ сива, его твёрдую фазу. При этом зёрна горных пород масси­ ва представляют собой как бы стойки, передающие нагрузку горного давления и изолирующие горное давление от гидро­ статического давления.

Гидростатическое давление ргс создаётся весом находящей­ ся в пласте жидкости и определяется по формуле:

где Рпл — плотность пластовой жидкости в т/м3;

Нпр —превышение наивысшей точки пласта над точкой, для которой определяется пластовое давление, в м.

В нефтяных и газовых месторождениях плотность воды оп­ ределяется генетическими особенностями воды и гидрогеологи­ ческой закрытостью недр. Например, плотность воды в верхне­ меловой залежи площади Селли (на юге Дагестана) составляет

28

всего 1,01 т/м3, а в кумском горизонте Ново-Дмитриевского мес­ торождения (Краснодарский край), в нижнемеловых отложени­ ях Затеречной равнины (Ставропольский край), в каменноуголь­ ных отложениях Горючкинского месторождения (Саратовская область) и в девонских залежах Мухановского месторождения (Куйбышевская область) достигает 1,15—1,23 т/м3.

Гидростатическое давление характеризует потенциальную энергию напора контурных вод пласта (когда жидкости в нём не движутся).

Величина гидростатического давления в данной точке плас­ та зависит также от способности породы передавать давление, т.е. от её проницаемости. Так, сильноглинистые пласты облада­ ют незначительной проницаемостью и не способны передавать давления на большие расстояния. Хорошо же отсортированные кварцевые пески и песчаники, напротив, имеют большую про­ ницаемость и хорошо передают давление.

Иногда пользуются понятием условного гидростатического давления P,.ty под которым понимают давление, которое создал бы столб воды плотностью 1 т/м3 и высотой, равной глубине скважины. Это давление можно определить по формуле:

где LrM—глубина залегания данной точки пласта, считая от дневной поверхности, в м.

Начальное пластовое давление в большинстве существую­ щих нефтяных и газовых залежей соответствует гидростати­ ческому давлению или немного отличается от него. Поэтому это давление в разведочном бурении обычно принимают рав­ ным р1су, определяя его для кровли пласта или водо-нефтяно­

где Ьплк — глубина залегания кровли пласта (или водо­ нефтяного контакта), считая от дневной поверхности, в м.

Однако встречается всё больше залежей с начальным плас­ товым давлением, значительно превышающим величины, опре­ деляемые по формуле (1.39). Известны также залежи, пластовые давления которых намного ниже значений, подсчитываемых по этой формуле.

В общем случае формулу для определения предполагаемо­ го (проектного) начального пластового давления можно запи­ сать в следующем виде:

(1.40)

где рп,, —градиент пластового давления для данной залежи:

29

В выражении (1.41) рот —относительное пластовое давление: (1.42)

Так, например, для залежей девонских отложений рот = 0,94—1,16, для залежей каменноугольных отложений р01 = 0,81— 1,17, для залежей мезозойских отложений рот = 0,72—2,21, а для залежей третичной системы рот = 0,76—1,92 (в указанном источнике значения рот приведены для различных стратигра­ фических подразделений по различным месторождениям).

Многие исследователи начальные пластовые давления, рав­ ные условному гидростатическому давлению или немного от­ клоняющиеся от него, называют нормальными, а начальные пластовые давления, которым соответствуют градиенты, пре­ вышающие 0,105—0,113 бар/м, — аномально высокими.

Аномально высокие давления могут быть лишь в пластах, хорошо изолированных от вышележащих коллекторов и днев­ ной поверхности. Они возникают, если: 1) при уменьшении по каким-либо причинам объёма порового пространства залежи находящаяся в ней жидкость не может (или не успевает) миг­ рировать в другие залежи; 2) при том же объёме порового про­ странства залежи давление находящейся в ней жидкости по­ вышается вследствие увеличения объёма этой жидкости по каким-либо причинам; 3) после поднятия залежи произошла частичная эрозия старых и плотно обжатых пород, а давление жидкости ещё не успело выравняться вследствие фильтрации в прилегающие породы или на дневную поверхность.

Очевидно, если плотность промывочной жидкости рж, выра­ женная в т/м3, больше относительного пластового давления рот, то при некоторых условиях возможно поглощение этой жидко­ сти в данный пласт; при рж < рот жидкость из пласта поступает в скважину. Как того, так и другого допускать нельзя.

Если в процессе бурения произошло поглощение промы­ вочной жидкости и уровень её в скважине установился на рас­ стоянии 1су, то пластовое давление в данной залежи можно оп­ ределить по формуле:

(1.43)

Pral \0,2(L" 1су)6ар’

где Ln — глубина скважины, на которой произошло погло­ щение промывочной жидкости плотностью рж, в м.

В пластах закрытых, т.е. не имеющих в настоящее время от­ крытой области питания, величина пластового давления опре-

30