РАСТВОРОВ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ДОЛОТ

Изменение представлений о влиянии раствора на скорость бурения связано с новыми взглядами на роль перепада давления, фильтрации, вязкости и содержания твердой фазы в процессе разрушения горных пород в забойных условиях.

Под совершенной промывкой ствола скважины и долота подразумевают быстрое и полное удаление образующегося шлама до взаимодействия с породой очередного зуба с тем, чтобы все породоразрушающие элементы долота постоянно контактировали только с породой.

В этом случае скорость проходки будет максимальной и энергия не будет расходоваться бесполезно на разрушение уже образовавшихся, но не удаленных с забоя обломков породы.

Проведенными исследованиями установлено, что превышение забойного гидростатического давления раствора над поровым является одной из причин снижения механической скорости бурения.

Так рост избыточного давления на забой до 3,5 МПа приводит к снижению механической скорости в 2 раза при разбуривании большинства глинистых пород, а при отрицательном ( -3,5 МПа) балансе забойного и порового давления, наоборот, отмечается рост механической скорости бурения почти в 2 раза.

Разница между пластовым давлением и гидростатическим давлением столба бурового раствора препятствует подъему выбуренной породы с забоя скважины, приводит к образованию устойчивой подушки твердых частиц под долотом.

Влияние гидростатического давления на механическую скорость бурения зависит от проницаемости пород, влияющей на скорость выравнивания дифференциального давления до первоначальной величины, прочности скелета пород и давления жидкости, содержащейся в порах породы, которыми обуславливается возможность сжатия породы.

Поровое давление считается нормальным, если соответствует гидростатическому давлению столба минерализованной воды плотностью 1,03-1,07 г/см³ на глубине залегания пласта.

Суммарное давление бурового раствора на забой складывается из гидростатического давления столба жидкости и перепада давления в кольцевом пространстве.

Кроме того, на забой действует динамическое давление, обусловленное взаимодействием струи бурового раствора с забоем и поперечными потоками жидкости.

Результаты изучения влияния давлений на разрушение породы на забое говорят, что скорость проходки коррелируется скорее с относительными значениями этих давления, чем с их абсолютными значениями.

На скорость проходки влияет разница между забойным давлением бурового раствора и пластовым давлением.

Это дифференциальное давление играет главную роль в процессе выноса обломков выбуренной породы и влияет на величину контактного давления, при котором начинается разрушение породы, а также на объем лунки.

Следовательно, для повышения показателей работы долота надо стремиться не к снижению плотности раствора вообще, а к установлению такой ее величины, когда допустимый минимум между пластовым ( поровым ) и гидростатическим давлением.

Высокие скорости проходки достигаются и при большой плотности раствора, если поровое давление значительное. Более того, скорость проходки существенно возрастает, когда давление бурового раствора становится меньше пластового, т. е. (Р_б.р.-Р_пл. ) < 0.

Если проницаемость пласта очень высокая по сравнению с проницаемостью призабойной зоны, то перепад давления, удерживающий обломки породы практически равен дифференциальному давлению Р_б.р.-Р_пл.. Это объясняет почему в проницаемых породах отмечается наиболее значительное снижение скорости проходки.

На рис. 1 приведены результаты лабораторных и промысловых исследований влияния перепада давления на скорость проходки, проведенных в США. Из этих данных видно, что скорость проходки снижается более, чем на 70 % при повышении перепада давления от 0 до 7 МПа.

Интенсивность снижения скорости проходки с увеличением перепада давления зависит от типа бурового раствора. В общем виде, с достаточной для практических целей точностью, снижение скорости проходки с ростом перепада давления может быть выражено следующей зависимостью:

                         V=V₀ е^-aDp                                                ( 1 )

где V₀ - скорость проходки при Р_б.р.=Р_пл., т.е. при перепаде

           давления равном нулю, м/час;

   Dр - перепад давления между гидростатическим давлением

           бурового раствора и пластовым ( или поровым )

           давлением, МПа;

  а - константа, характеризующая тип бурового раствора,

          МПа^-1

Удобно скорость проходки при Dр=0 принимать за 100 %, тогда выражение ( 1 ) примет вид:

                     V=100 е^-aDp                                                  ( 2 )

В зависимости от типа бурового раствора константа “а” имеет следующие значения:

   лигносульфонатный раствор                      - 0,325

  инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР )   - 0,100

  полимерный раствор                                     - 0,070

Практический опыт и данные исследований в которых контролировалась скорость проходки в различных породах, показали однако, что одного снижения плотности недостаточно.

Скорость бурения и проходка на долото сильно зависит от состава раствора и его свойств.

На рис. 2 представлены результаты исследований влияния вязкости раствора на скорость бурения.

При использовании бурового раствора имеет место весьма существенный разброс результатов, что связано, по- видимому, с влиянием других неучтенных факторов. Поэтому, с целью исключения таких факторов, как концентрация, состав твердой фазы и фильтрация, были проведены эксперименты по бурению на растворе сахарозы, вязкость которого регулировали разбавлением водой.

Рис. 1 Влияние перепада давления на мех. скорость бурения

           0  1      2      3        4       5     6       7    8  Ф_о, см³

Результаты исследований показали, что при отсутствии твердой фазы скорость бурения снижается с увеличением вязкости раствора, однако в меньшей степени, чем при бурении на глинистом растворе.

По-видимому, это различие обусловлено влиянием твердой фазы бурового раствора.

Вязкость раствора влияет на быстроту и полноту удаления скапливающегося на забое шлама. Повышение вязкости раствора снижает скорость течения его в призабойных слоях, что ухудшает процесс удаления частиц породы с забоя. Более вязкие, чем вода, растворы медленнее проникают в микротрещины, образующиеся в породе под воздействием долота.

Вязкость буровых растворов не является постоянной и снижается с ростом скорости сдвига. Наибольшее влияние на скорость бурения оказывает вязкость при истечении его из насадок долота. Поэтому при выходе раствора из насадок долота желательно иметь наименьшую вязкость.

Суспензии, стабилизированные полимерами с длинными цепями, являются типичными псевдопластичными жидкостями, зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига которых выражается уравнением идеального степенного закона:

               t= К × gⁿ                                                          ( 3 )

Эту зависимость можно представить в следующем виде:

               lg t= lgК + n lgg                                            ( 4 )

Из этого следует, что график зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига в логарифмических координатах линеен. Наклон прямой определяет “n”, а пересечение прямой с ординатой при g=1 определяет К.

Поэтому вязкость раствора при истечении из насадок долота можно определить экстраполируя график зависимости логарифма эффективной вязкости от логарифма скорости сдвига до значений скорости сдвига, характерных для истечения раствора из насадок долота.

Такое поведение полимерных растворов с низким содержанием недиспергированной твердой фазы имеет важное значение для процесса бурения:

- они характеризуются малой величиной сдвига, имеют значительно меньшую вязкость в насадках долота по сравнению с растворами с диспергированной твердой фазой, что определяет их более высокую эффективность по обеспечению роста скорости бурения;

- в диапазоне скоростей сдвига 50-100 с^-1, обычных для течения раствора в затрубном пространстве, они имеют более высокую вязкость, чем растворы с диспергированной твердой фазой, что способствует лучшей очистке ствола скважины от выбуренной породы.

Когда же жидкость характеризуется наличием статического напряжения сдвига ( СНС), для инициирования ее течения требуется приложить некоторое конечное напряжение. такие жидкости называются вязкопластичными.

Прямолинейный участок кривой консистенции вязкопластичной жидкости описывается уравнением Шведова-Бингама:

    t= h_пл.× g + t₀                                                   ( 5 )

где t₀ - напряжение, необходимое для начала течения жидкости;

  h_пл.- пластическая вязкость, соответствующая вязкости

          ньютоновской жидкости;

    g - скорость сдвига

или                                                            ( 6 )

Таким образом эффективную вязкость можно рассматривать как состоящую из двух компонентов - пластической вязкости и структурной вязкости, которая характеризует сопротивление сдвигу, обусловленное способностью твердых частиц образовывать структуру.

Как видно из выражения ( 6 )  составляет часть эффективной вязкости, уменьшающейся с увеличением скорости сдвига.

Так как t₀ зависит в основном от степени взаимодействия частиц дисперсной фазы между собой, при высоких скоростях сдвига, характерных для истечения раствора из насадок долота ( 10000-20000 с^-1), происходит практически полное разрушение структуры, в результате чего t_0, а, следовательно, и вторая часть уравнения ( 6 ), становится очень малой величиной, которой можно пренебречь. Тогда h_эф.=h_пл., т. е. эффективная вязкость в насадках долота становится равной пластической вязкости, соответствующей вязкости ньютоновской жидкости.

Ее величина в основном зависит от объемного содержания твердой фазы.

Величину вязкости при истечении из насадок долота вязкопластичной жидкости можно определить экспериментально с помощью ротационного вискозиметра, измеряя пластическую вязкость, или расчетным путем из уравнения Эйнштейна:

h_эф=пл.=h₀( 1+ 2,5 j )                                             ( 7 )

где h_{0 -} вязкость дисперсионной среды;

  j - объемная доля твердой фазы

Для гидрофильных систем в значение j этого уравнения необходимо внести поправку на объем гидратных оболочек.

Толщина гидратной оболочки ( h_г) составляет около 150 А или 15×10^-7 см. Поверхность 1 г бентонита равна 500 м², а 1 см³ бентонита - 1250 м² или 12,5×10^-6 см².

Тогда объем гидратных оболочек 1 см³ бентонита равен:

V_г=S_б. ×h_г=12,5 × 10⁶×15× 10^-7=18,75 см³

С учетом объема гидратных оболочек формула Эйнштейна примет вид:

h_эф.=пл.=h₀ (1+49,37 j)                                                   ( 8 )    

По данным американских исследователей влияние пластической вязкости ( или наименьшей ньютоновской вязкости раствора при истечении его из насадок долота ) на относительное изменение механической скорости бурения описывается следующим выражением:

                                                                       ( 9 )

Работа Муррея и Канинчхема позволила установить взаимосвязь между скоростью проходки, проницаемостью пород, водоотдачей бурового раствора и давлением в стволе скважины.

В общем случае в проницаемых породах увеличение давления в скважине уменьшает скорость бурения на растворе с водоотдачей 13 мл по АНИ и меньше и не влияет на скорость бурения на воде.

В непроницаемых породах увеличение давления в скважине уменьшает скорость бурения даже при использовании для промывки чистой воды.

Для растворов с водоотдачей 50 мл по АНИ перепад давления даже равный 7,5 МПа мало влияет на скорость бурения, а для водоотдачи 13 мл достаточно перепада давления 5 МПа для снижения скорости проходки до минимума.

При уменьшении водоотдачи с 13 мл до 2,4 мл скорость проходки при бурении в глинистых сланцах при горном давлении 21,0-35,0 МПа может быть снижена на 20 % при равенстве всех остальных факторов.

В образцах песчаников различной проницаемости при перепаде давления на забое 7 МПа скорость проходки снижается более, чем на 30 %, когда водоотдача раствора уменьшается с 50 до 10 мл.

Однако в этих исследованиях механическая скорость бурения коррелировалась с изменением водоотдачи при температуре 20 ⁰С, величина которой существенно отличается от величины водоотдачи в забойных условиях и не коррелируется с ней. Более реальную информацию о том, как величина водоотдачи влияет на механическую скорость проходки, дает корреляция скорости проходки с водоотдачей, измеренной при температуре и давлении, т. е. в условиях, соответствующих забойным.

Существенное влияние величины водоотдачи в забойных условиях на механическую скорость бурения установлено опытно- промышленными работами, проведенными нами.

Заметное снижение механической скорости бурения в песчаниках, при прочих равных условиях, имеет место при уменьшении забойной водоотдачи ниже 20 см³.

При уменьшении ее от 20 до 8-10 см³ скорость бурения снижается на 42 %.

Обработка промысловых результатов позволила получить следующую зависимость относительного изменения механической скорости бурения от величины водоотдачи бурового раствора в забойных условиях

 ( Ф_втвд) (рис. 2) :

V_мех.= 45 + 7                                                              ( 10 )

Снижение механической скорости бурения при уменьшении водоотдачи объясняется действием давления, удерживающего частицы породы на забое.

Когда частица породы начинает отрываться от забоя под ней создается вакуум, если достаточное количество жидкости не пополнит образующуюся трещину, скорость, с которой трещина через поры породы будет заполнена фильтратом бурового раствора, зависит от проницаемости породы, разности между давлениями столба раствора и пластовым, а также от коркообразующей способности раствора.

Экспериментальные работы и опыт бурения в том числе с использованием воды в качестве бурового раствора показали, что эффективность разрушения горных пород повышается с уменьшением содержания твердой фазы.

В таблице 3.1 приведены данные АНИ о влиянии вещественного состава твердой фазы буровых растворов на скорость бурения.

Таблица 3.1.