Pг = rжgh,
где rж – плотность бурового раствора, g – ускорение свободного падения, h – расстояние по вертикали от дневной поверхности до рассматриваемой точки скважины.
Отрицательное влияние увеличения гидростатического давления на изменение механической скорости бурения проявляется в следующем:
• сдерживает развитие магистральной трещины, рост которой завершает разрушение горной породы при вдавливании индентора;
• удерживает шлам на забое скважины, затрудняя, тем самым, очистку забоя.
С увеличением глубины скважины и с ростом плотности бурового раствора сдерживающая роль гидростатического давления возрастает.
Закон изменения гидростатического давления вязкопластической жидкости несколько иной:
Pг = rжgh ± 2tt h / ro;
Pг = rжgh ± 2tt h / (R – ro),
где R – радиус внешней трубы, ro – радиус внутренней трубы.
Записанные уравнения представляют собой закон изменения гидростатического давления вязкопластической жидкости в трубе радиуса ro и кольцевом канале R – ro . Отсюда следует, что при движении вязко-пластической жидкости по трубе, кольцевому пространству возникает дополнительное сопротивление движению жидкости: наряду с составляющей, обусловленной весом столба промывочной жидкости (rжgh), возникает пластическая составляющая сопротивления.
Наличие двух знаков в формулах имеет смысл, если перепад давления большой и жидкость начинает двигаться вверх, то при движении преодолевается не только вес столба жидкости, но и сопротивления, возникающие вследствие трения. В этом случае перепад давления и сила трения действуют в разные стороны и формула верна со знаком плюс. Если же перепад давления мал и жидкость движется вниз под действием собственного веса, то перепад давления и сила сопротивления трения действуют в одну сторону и в формулах нужно учитывать знак минус. Это же можно выразить и немного иначе. Если имеется слабый приток жидкости в скважину, то в формулах сохраняем знак «плюс»; если жидкость отфильтровывается в пласт из скважины, то в формулах учитываем знак «минус».
Как правило, после прекращения циркуляции в скважине наблюдается некоторое снижение гидростатического давления. Твердые частицы дисперсной фазы, вступая во взаимодействие друг с другом, образуют структуру, которая препятствует седиментации шлама. Эта структура вступает во взаимодействие со стенками скважины и трубами, структурированный раствор как бы зависает на стенках скважины и трубах, снижая нагрузку на забой.
8.4.2. Влияние гидродинамического давления. Гидродинамическое давление жидкости на забой скважины Pз определяется суммарным действием гидростатического давления Pг = r ж gh и потерями давления в кольцевом пространстве D P кп, возникающими при циркуляции промывочной жидкости в скважине:
Pз = rжgh + DPкп.
Влияние плотности промывочной жидкости rж на процессы, протекающие в скважине при бурении, разнообразно. С увеличением rж облегчается подъем шлама с забоя вследствие увеличения силы Архимеда, уплотняется шламовый слой на забое, возрастает фильтрация из-за повышения перепада давления между скважиной и пластом, уплотняется корка на стенке скважины и пр. Положительное влияние роста плотности промывочной жидкости существенно уступает ее отрицательному влиянию. Именно по этой причине для повышения эффективности бурения скважин необходимо снижать плотность промывочной жидкости (если позволяют геологические условия).
Давление Pз препятствует развитию магистральной трещины, т.к. прижимает консоль к забою. Разделив левую и правую части записанного выражения на величину gh , формуле можно придать иной вид:
rэкв = rж + DPкп / gh = rж + rц .
Эта формула показывает, что увеличение гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве при циркуляции промывочной жидкости эквивалентно возрастанию ее плотности на величину r ц. Такое возрастание плотности может произойти с увеличением производительности циркуляции (интенсивности промывки). Особенно это заметно при переходе от ламинарного режима течения к турбулентному. Величина DPкп может измениться при этом на 2 МПа и даже более. Это давление мало по сравнению с величиной гидростатического давления столба промывочной жидкости, но оно может оказать решающее влияние на снижение механической скорости бурения, когда гидростатическое и пластовое давления близки по величине. Этого может оказаться достаточно для того, чтобы механическая скорость бурения уменьшилась на 50 – 100 %. Таким образом, плотность промывочной жидкости не является единственным параметром, изменение которого может привести к существенному изменению гидростатического давления Pг и давления жидкости на забой Pз.
Имеющиеся данные однозначно свидетельствуют о том, что рост давления жидкости на забой приводит к уменьшению механической скорости бурения, если остальные условия сохраняются неизменными. Снижение гидростатического давления обеспечивается использованием аэрированных (газированных) жидкостей, воздуха, дискретным или плавным изменением плотности промывочной жидкости. Однако следует помнить, что достижение максимальной механической скорости бурения не является целью бурения. Наблюдающееся увеличение или уменьшение механической скорости бурения, происходящее при изменении плотности промывочной жидкости, чаще всего является сопутствующим результатом, главной же целью введения химреагентов в буровой раствор, изменяющих плотность раствора, является предупреждение осложнений.
8.4.3. Влияние дифференциального давления. При разбуривании проницаемых горных пород необходимо учитывать влияние дифференциального давления Рдиф на разрушение
Рдиф = Pз – Pпл,
где Pз – давление жидкости на забой, Pпл – пластовое (поровое) давление.
Формула показывает, что на процесс отламывания консоли влияет перепад давления между скважиной и пластом. Величина дифференциального давления на забое скважины определяется плотностью промывочной жидкости и гидравлическими сопротивлениями в кольцевом пространстве: чем ниже эти величины, тем меньше дифференциальное давление.
Процесс углубления забоя скважины может происходить при положительном дифференциальном давлении DР = Pз – Pпл > 0 (репрессия), при равновесном давлении DР = 0 или Pз = Pпл и при несбалансированном давлении на забое Pз < Pпл (депрессия). В последнем случае дифференциальное давление называют отрицательным.
При разрушении проницаемых горных пород фильтрат бурового раствора проникает в горную породу забоя и изменяет величину давления в порах. В этом случае выражение для дифференциального давления принимает вид Рдиф = Pз – Pр, где Pр – давление жидкости на глубине разрушения. По этой причине для улучшения разрушения горной породы долотом необходимо стремиться к увеличению показателя фильтрации промывочной жидкости и к уменьшению толщины фильтрационной корки. Такое требование выполняется при бурении непроницаемых пород: в этом случае фильтрат бурового раствора не в состоянии изменить величину давления поровой жидкости. Это объясняет тот факт, что именно при разбуривании проницаемых горных пород дифференциальное давление имеет более выраженное влияние на разрушение.
Влияние дифференциального давления на разрушение породы на забое проявляется в следующем:
▪ при положительном дифференциальном давлении в результате прижатия частиц разрушенной горной породы к забою скважины затрудняется промывка забоя. Это приводит к неоднократному перемалыванию уже разбуренной породы;
▪ при отрицательном дифференциальном давлении задача отрыва частиц шлама от поверхности забоя решена: забой очищает себя самостоятельно;
▪ положительное дифференциальное давление способно существенно упрочнить горные породы, слагающие поверхность забоя, вследствие того, что разность давлений (Pз – Pпл) приводит к появлению сжимающих напряжений. Для разрушения горной породы при положительном дифференциальном давлении необходимо увеличивать контактное давление Рк = F / S. Практика бурения показывает, что чем меньше вязкость и больше показатель фильтрации промывочной жидкости, тем скорее выравнивается давление в зоне разрушения и меньше сказывается негативное влияние положительного дифференциального давления на разрушение горных пород;
▪ отрицательное дифференциальное давление, наоборот, разупрочняет горную породу забоя: разность давлений (Pз – Pпл) приводит к появлению растягивающих напряжений в скелете горной породы. При бурении с отрицательным дифференциальным давлением лучше использовать растворы с нулевой фильтрацией, образующие непроницаемый кольматационный слой на стенке скважины.
Эмпирическое уравнение, связывающее величину механической скорости с дифференциальным давлением, имеет вид
Vмех = Vоe–k(Pз – Pпл),
где Vо = Vмех при Pз = Pпл, k – экспериментальная постоянная.
Если разницу (Pз - Pпл) поддерживать постоянной, то механическая скорость не будет меняться. Согласно промысловым данным, увеличение дифференциального давления от 0 до 7,0 МПа во многих случаях сопровождалось снижением механической скорости на 24 – 73 %. Причем вид этой зависимости может быть как прямолинейным, так и криволинейным.
Имеются данные, свидетельствующие о том, что степень влияния дифференциального давления на механическую скорость проходки зависит от осевой нагрузки на долото. С увеличением осевого усилия зависимость механической скорости от дифференциального давления становится более существенной. Это связано с большим повреждением горной породы забоя при внедрении в него породоразрушающих элементов вооружения долота под действием большего усилия.
Дифференциальное давление может резко измениться при проводке скважин через зоны с аномально высоким и аномально низким пластовым давлением: в первом случае произойдет увеличение механической скорости бурения, а во втором – уменьшение Vмех. Подчеркнем, что при разбуривании горных пород в зонах с АВПД возможно достижение больших механических скоростей бурения и при использовании утяжеленных буровых растворов.
При бурении скважин встреча с аномально высоким пластовыми давлением может быть устанавлена, в частности, по следующим приз-накам:
1. Самопроизвольное постоянное увеличение механической скорости бурения.
Когда скважина входит в область залегания горных пород с аномально высоким пластовым давлением, то при постоянной плотности бурового раствора силы, удерживающие частицы шлама на забое, снижаются по мере роста порового давления. В этих условиях возникает самопроизвольное постоянное увеличение механической скорости бурения, что является признаком внедрения скважины в зону АВПД с постоянным возрастанием порового давления. При быстром росте аномальности давления возможно и резкое увеличение механической скорости: “скачок проходки”. “Скачок проходки” следует рассматривать как признак возможного проявления (при возрастании механической скорости более чем в два раза).
Существенное увеличение механической скорости бурения вследствие улучшения условий очистки забоя от шлама наблюдается после того, как перепад давления между скважиной и пластом становится меньше 3,5 МПа. Когда давление в скважине превышает поровое более, чем на 3,5 МПА, то признаки АВПД подавляются и механическая скорость бурения уже не может служить индикатором высокого порового давления, особенно в условиях небольшой аномальности давления и высоких значений плотности раствора.
2. Изменение вращающего момента долота и нагрузки на крюке.
Если перепад давления направлен в сторону скважины, то глинистая горная порода будет выдавливаться в ствол. Уменьшение диаметра скважины, происходящее при неизменных частоте вращения и осевого усилия контролируется увеличением вращающего момента и нагрузки на крюке.
3.Увеличение количества шлама на вибросите.
При вхождении скважины в область аномального порового давления улучшается отделение частиц шлама от поверхности забоя. Это способствует тому, что не происходит вторичного разрушения частиц шлама. По этой причине на вибросите появляется не только увеличенное количество шлама, но и размер частиц шлама больший.
По сложившейся практике бурение рекомендуется вести при положительном дифференциальном давлении, когда Pз - Pпл = (1,0 – 1,5)·10-1 МПа.
Новые технологии бурения позволяют вести бурение при отрицательном дифференциальном давлении. Бурение на депрессии требует от буровиков четкого представления о том, что происходит на забое. Первым условием, которое необходимо выполнить при бурении скважин с отрицательным дифференциальным давлением, является качественное разобщение скважины и пласта. Это достигается управляемой кольматацией – искусственным разделением скважины и пересекающих ее пластов горных пород.
Достижение условия Pз < Pпл обеспечивается постепенным снижениием плотности циркулирующей промывочной жидкости rэкв .
8.4.4. Влияние угнетающего давления. Заключительная стадия разрушения горной породы вдавливанием индентора связана с развитием магистральной трещины. В момент возникновения этой трещины давление в её полости равно нулю, т.е.
Рпол = 0.
Это означает, что между давлением промывочной жидкости на забое скважины Рз и давлением в полости магистральной трещины возникает перепад давления. Этот перепад давления
Ру = Рз – Рпол
называется угнетающим давлением. Выбор данного названия связан с тем, что давление Ру прижимает (угнетает) консоль к поверхности неразрушенной породы забоя и препятствует отлому консоли.
Угнетающее давление может достигать десятков МПа. По этой причине оно существенно затрудняет развитие разрушения породы. Снижение угнетающего давления связано с проникновением промывочной жидкости в полость магистральной трещины. Для заполнения полости магистральной трещины промывочной жидкостью и увеличения в ней давления необходим промежуток времени (tз + tу), где tз –время заполнения полости трещины жидкостью, tу – время восстановления давления в полости.
Для облегчения разрушения породы на забое необходимо, чтобы фильтрат промывочной жидкости обладал малой вязкостью и проникал в полость магистральной трещины с большей скоростью. В зависимости от времени контакта зуба долота с горной породой значения Рпол и Ру будут различными:
▪ если время контакта зуба долота с горной породой таково, что выполняется условие τ к < ( tз + tу), то давление в полости магистральной трещины отсутствует Рпол = 0 и угнетающее давление достигает максимальной величины
Ру = Рз = Pmax.
В этом случае происходит сдерживание развития магистральной трещины;
▪ если время контакта зуба долота с горной породой больше времени заполнения фильтратом промывочной жидкости полости магистральной трещины, т.е. τк > ( tз + tу), то Рпол = Рпл. В этом случае угнетающее давление достигает минимального значения
Ру = Рз – Pр = Pmin
и способствует улучшению разрушения горной породы.
В общем случае будет справедливо следующее неравенство:
(Рз – Pр) £ Ру £ Рз,
т.е. в зависимости от условий разрушения проницаемых горных пород, угнетающее давление может измениться от дифференциального давления до давления, оказываемого промывочной жидкостью на забой скважины.
Исследования, проведенные во ВНИИБТ (Байдюк Б.В.) показали, что с увеличением угнетающего давления происходит уменьшение угла естественного скалывания горной породы при вдавливании индентора (угол между направлением выхода магистральной трещины на забой скважины и осью скважины). Это приводит к снижению объема разрушенной горной породы при каждом вдавливании инденторов и росту энергоемкости её разрушения.
При бурении скважин величина возникающего угнетающего давления регулируется не только изменением физических свойств промывочной жидкости (плотность, вязкость, показатель фильтрации), но и частотой вращения породоразрушающего инструмента.
8.4.5. Влияние параметров бурового раствора на изменение механической скорости бурения. Основные показатели свойств буровой промывочной жидкости (плотность, вязкость, показатель фильтрации (Ф), содержание твердой фазы (СТФ)) взаимосвязаны. Например, с увеличением концентрации твердой фазы в промывочной жидкости возрастает ее плотность, но одновременно снижается показатель филь-трации; обработка промывочной жидкости полимером для уменьшения показателя фильтрации вызывает рост вязкости жидкости и т.п. Нет ни одного химического соединения, вводимого в промывочную жидкость, который бы избирательно изменял лишь один ее параметр. Лишь путем комбинации химических реагентов возможно избирательно регулировать любой показатель промывочной жидкости при фиксированых остальных. По этой причине рассмотрим коротко степень влияния каждого показателя на эффективность разрушения горных пород и механическую скорость бурения. Качественные зависимости механической скорости бурения от показателей свойств промывочной жидкости приведены на рис. 44.
Влияние плотности. Плотность оказывает разнообразное влияние на процесс разрушения горных пород забоя скважины. С одной стороны, рост плотности бурового раствора увеличивает силу Архимеда, удаляющую шлам с забоя, приводит к росту динамической фильтрации на забое, способствующей разупрочнению поверхностного слоя горных пород на забое, укрепляет стенку скважины. С другой же стороны, рост плотности увеличивает поглощение бурового раствора (если для этого создались условия), увеличивает гидростатическое давление, ухудша-ющее отрыв шлама от забоя, сдерживает развитие магистральной трещины. Положительное влияние повышения плотности бурового раствора на процесс бурения значительно уступает отрицательному.
Наибольшее изменение механической скорости бурения происходит при изменении плотности промывочной жидкости (на водной основе) от 1,0 до 1,4 г/см3. В зависимости от глубины скважины и механических свойств разбуриваемых горных пород величина Vм при указанном изменении плотности уменьшается в 2,0 – 2,5 раза, проходка на долото снижается до 3,5 раз. Приведенные цифры, характеризующие изменения механической скорости бурения и проходки на долото отличают как роторный, так и турбинный способы бурения.
|
Рис. 44. Зависимость механической скорости проходки от свойств промывочной жидкости: а – плотности, б – содержания твердой фазы, в – показателя фильтрации, г – условной вязкости
|
Влияние концентрации твердой фазы. Показатели работы долот при росте концентрации дисперсной фазы (твердой фазы) в промывочной жидкости СТФ снижаются. Причем влияние твердой фазы на показатели работы долот зависит от способа бурения. Наиболее вредно на работу долот влияет твердая фаза при турбинном бурении (при увеличении концентрации твердой фазы до 10 % механическая скорость V м снижается в два раза); при роторном способе бурения подобное снижение механической скорости происходит при росте концентрации твердой фазы от 10 до 30 %. Отметим следующее правило: уменьшение содержания твердой фазы в области высоких ее концентраций (например, с 24 до 20 %) приводит к существенно меньшему приросту механической скорости V м, чем при снижении концентрации твердой фазы с 12 до 8 %. Эта тенденция усиливается по мере дальнейшего снижения содержания твердой фазы в растворе.
Природа воздействия твердой фазы бурового раствора на эффективность разрушения горных пород связывается с ухудшением условий зарождения и распространения трещин, формирующих лунку выкола в горной породе забоя скважины.
Следует отметить и следующие замеченные при бурении скважин факты:
▪ разные материалы, составляющие твердую фазу промывочной жидкости, по-разному влияют на показатели бурения скважин. Например, при увеличении содержания твердой фазы (барит, буровой шлам, глина) на 1 % величина V м снижается на 2.6 %, 4.8 %, 6.7 %, соответственно (общее содержание твердой фазы 4 – 12 %). Эти цифры наглядно свидетельствуют о том, что в растворе необходимо иметь минимальную концентрацию глинистых частиц, тщательно контролировать их содержание очисткой, разбавлением раствора, заменой его свежеприготовленным;
▪ помимо концентрации твердой фазы на величину механической скорости оказывает влияние и дисперсность дисперсной фазы: с уменьшением дисперсности твердой фазы величина V м становится меньше.
Влияние вязкости. Имеющиеся данные о влиянии вязкости на механическую скорость бурения не столь определенны, как в случае влияния плотности на величину V м . В значительной степени это связано со сложностью использования этого понятия в бурении. У ньютоновских жидкостей величина коэффициента динамической вязкости остается постоянной при любой скорости сдвига. Но даже при использовании ньютоновской жидкости в качестве промывочной жидкости для оценки ее подвижности используется условная вязкость, характеризующая гидравлические сопротивления при истечении промывочной жидкости из прибора СПВ-5 или стакана Марша через короткую трубку. Величина же времени истечения лишь отдаленно несет информацию о величине коэффициента динамической вязкости жидкости. Следует помнить, что с уменьшением вязкости (условной, динамической, пластической) промывочной жидкости отмечается общий положительный эффект: снижаются энергетические затраты на циркуляцию, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.
Опыт бурения скважин показывает, что верхний предел условной вязкости, определяемой прибором СПВ-5, не должен превышать 30 с для промывочных жидкостей плотностью до 1,4 г/см3 и 45 с для промывочных жидкостей плотностью, превышающей 1,4 г/см3. Пластическая вязкость для этих же растворов не должна превышать 6 и 10 Па·с, соответственно.
Имеющиеся данные свидетельствуют о том, что с увеличением условной вязкости от 30 до 80 с механическая скорость бурения снижается на 30 %, а средняя проходка на долото – на 20 – 25 %; по данным ВНИИБТ с увеличением условной вязкости промывочной жидкости в среднем от (4 – 20) до (8 – 120) с механическая скорость бурения снижается на 20 – 40 %. Особенно заметно это в области повышенных плотностей промывочной жидкости (1,3 – 1,4) г/см3 .
Влияние пластической вязкости бурового раствора, являющейся значительно более строгой технологической характеристикой бурового раствора, чем условная вязкость, на эффективность работы долот изучено только в стендовых условиях при бурении горных пород шарошечными долотами малого диаметра и алмазными долотами. Установлено, что величина механической скорости при бурении шарошечными долотами уменьшается с ростом пластической вязкости, но при превышении вязкостью величины 40·10-3 Па·с влияние ее на V м исчезает. Наибольшее влияние на уменьшение механической скорости вязкость оказывает при возрастании до значения 28·10-3 Па·с.
При стендовом бурении алмазными долотами установлена прямо-линейная зависимость между V м и пластической вязкостью в диапазоне (5,0 – 30)·10-3 Па·с. Стендовые исследования показывают, что зависимость механической скорости от пластической вязкости одинакова при скоростях вращения долота 60 и 180 об/мин.
Влияние показателя фильтрации промывочной жидкости. Для улучшения разрушения горной породы на забое скважины целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации промывочной жидкости. Его влияние на механическую скорость бурения связывается с изменением гидродинамических процессов в разрушаемом на забое поверхностном слое горной породы. Имеющиеся практические данные (опыт бурения скважин на Днепровско-Донецкой впадине) показывают, что V м растет при возрастании показателя фильтрации во всем диапазоне изменения плотности промывочной жидкости.
Для достижения больших значений V м необходимо, чтобы начальная фильтрация промывочной жидкости в момент разрушения горной породы на забое была высокой для обеспечения скорого снижения угнетающего давления. При выборе величины показателя фильтрации следует руководствоваться правилом: скорость фильтрации промывочной жидкости должна резко снижаться с течением времени до нуля, обеспечивая при этом интегральную величину показателя фильтрации за 30 мин.
Увеличение показателя фильтрации приводит к снижению устойчивости горных пород стенки скважины из-за стимулирования развития сдвигового разрушения жидкостью.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Механический способ разрушения горных пород при бурении скважин к настоящему времени далеко себя не исчерпал. Его дальнейшее развитие связано как с совершенствованием бурового инструмента, повышением эффективности разрушения горной породы ударной нагрузкой, вдавливанием, сдвигом, применением новых износостойких материалов, так и с совершенствованием технологии бурения.
Повышение эффективности разрушения горных пород на забое скважины следует связывать со способностью инструмента усиливать естественное развитие остаточной деформации в горной породе под пятном контакта, с возможностью создания сдвиговой неустойчивости горных пород забоя скважины, с совершенствованием очистки забоя от разрушенной горной породы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Баклашов И.В., Картозия Б.А. Механика горных пород. – М.: Не-дра. – 1975.
2. Войтенко В.С. Управление давлением при бурении скважин. – М.: Недра. – 1986.
3. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении скважин: Справочное пособие / Под ред. А.Г.Ка-линина. – М.: Недра, 2000.
4. Евсеев В.Д. Разрушение горных пород при различных напряженных состояниях: Учебное пособие. – Томск: Ротапринт ТПУ. – 2000.
5. Крупенников Г.А., Филатов Н.А. Распределение напряжений в породных массивах. – М.: Недра. – 1972.
6. Мавлютов М. Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. – М.: Недра. – 1978.
7. Осипов П.Ф., Скрябин Г.Ф. Оптимизация режимов бурения гидромониторными шарошечными долотами. – Ярославль: Медиум-пресс. – 2001.
8. Основы бурения нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие / А.Г.Калинин, В.С. Литвиненко, А.И. Радин. – Санкт-Петербург: Гос. горный ин-т. – 1996.
9. Павлова Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. – М.: Наука. – 1975.
10. Попов А.Н., Головкина Н.Н. Прочностные расчеты стенок сква-жины в пористых горных породах: Учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.
11. Протасов Ю.И. Разрушение горных пород. – М.: Изд-во МГГУ, 2001.
12. Процессы разрушения горных пород и резервы повышения скоростей бурения / Колесников Н.А., Рахимов А.Е., Брыков А.А., Булатов А.И. – М.: Недра. – 1989.
13. Ржевский В.В., Новик Г.Я. Основы физики горных пород. – М.: Недра. – 1984.
14. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. – М.: Недра. – 1994.
15. Сулакшин С.С. Разрушение горных пород: Учебное пособие. – Томск: Ротапринт ТПУ. – 1994.
16. Сулакшин С.С. Бурение геолого-разведочных скважин: Справочное пособие. – М.: Недра. – 1991.
17. Эйгелес Р.М. Разрушение горных пород при бурении. – М.: Недра, 1971.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………….… 3
1. ГОРНАЯ ПОРОДА – ОБЪЕКТ РАЗРУШЕНИЯ ………………… 4
1.1. Характеристика сил связи в структуре горной породы………. 4
1.2. Классификация горных пород академика Сергеева Е.М………. 7
1.3. Твердая компонента горной породы……………………………. 7
1.4. Жидкая компонента горной породы …………………………… 9
1.4.1. Состояние воды в горной породе ………………………… 10
1.5. Пористость и проницаемость горных пород ………………… 11
1.6. Горная порода как многокомпонентная система ……………… 13
2. ГОРНАЯ ПОРОДА – СПЛОШНАЯ СРЕДА …………………… 15
2.1. Напряженно-деформированное состояние горных пород…….. 15
2.1.1. Напряженное состояние в «точке» …………………………. 15
2.1.2. Вектор перемещения и деформированное состояние
в «точке» …………………………………………………………….. 21
2.2. Инвариантные соотношения для напряжений и
деформаций при различных напряженных состояниях ………… 27
2.3. Энергия изменения формы и объёма при деформировании… 29
2.4. Геометрическая интерпретация напряженного состояния……. 31
3. РЕОЛОГИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ……………………………………. 34
3.1. Аксиомы реологии. Виды идеальных деформаций……………. 36
3.2. Сложные реологические тела …………………………………… 41
3.2.1. Упругопластическое тело Прандтля………………………… 41
3.2.2. Вязкоупругое тело Максвелла, ползучесть и релаксация
напряжений …………………………………………………… 43
3.2.3. Тело Пойнтинга–Томсона …………………………………… 45
3.3. Особенности ползучести горных пород ……………………….. 45
3.4. Реологические параметры, модули деформации и их
определение ……………………………………………………… 47
3.4.1. Модуль Юнга – модуль продольной упругости ………….... 48
3.4.2. Коэффициент поперечной деформации ……………………. 50
3.4.3. Коэффициент объемного деформирования ………………… 51
4. ТЕОРИИ ПРОЧНОСТИ …………………………………………….. 52
4.1. Механическая теория прочности Кулона ……………………… 55
4.2. Механическая теория Кулона-Навье …………………………… 56
4.3.Энергетическая теория прочности Гриффита А.А. ……………. 59
4.3.1. Эффект Иоффе А.Ф. ………………………………………… 60
4.3.2. Эффект Ребиндера А.П. …………………………………… 61
4.4. Кинетическая теория прочности ……………………………… 62
5. ДЕФОРМАЦИОННОЕ ПОВЕДЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ РАЗЛИЧНЫХ НАПРЯЖЕННЫХ СОСТОЯНИЯХ ……..… 64
5.1. Развитие разрушения и определение прочности при
одноосном растяжении и сжатии образцов горных пород …….…65
5.1.1. Определение прочности при одноосном растяжении ….… 66
5.1.2. Определение прочности при одноосном сжатии …………... 67
5.1.3. Влияние трения на торцовых поверхностях на
разрушение образцов и их прочность ……………………………... 68
5.1.4. Влияние жесткости системы нагружения на развитие разрушения……………………………………………………….….. 70
5.2. Разрушение образцов горных пород при трехосном сжатии….. 73
5.2.1. Разрушение образцов горных при всестороннем
равнокомпонентном сжатии……………………………………….. 73
5.2.2. Разрушение образцов при осесимметричном
трехосном сжатии. Дилатансия ………………………………… 75-76
Дата: 2019-07-30, просмотров: 221.
